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con el fin de no incurrir en actos ilegítimos de copiar y hacer pasar como propias las
creaciones de terceras personas.
Respeto hacia sí mismo y hacia los demás.
ESCUELA POLITÉCNICA NACIONAL
FACULTAD DE INGENIERÍA ELÉCTRICA Y ELECTRÓNICA
DISEÑO DE LAS REDES DE MEDIO Y BAJO VOLTAJE
SOTERRADAS PARA LA SUBESTACIÓN CAROLINA
PROYECTO PREVIO A LA OBTENCIÓN DEL TÍTULO DE INGENIERO
ELÉCTRICO
IVÁN PATRICIO PAZMIÑO ORDÓÑEZ
[email protected]
VINICIO VIRGILIO TORRES AYALA
[email protected]
DIRECTOR: ING. MENTOR ESTUARDO POVEDA ALMEIDA, MSEE
[email protected]
Quito, Diciembre 2015
I
DECLARACIÓN
Nosotros, Iván Patricio Pazmiño Ordóñez, y Vinicio Virgilio Torres Ayala, declaramos
bajo juramento que el trabajo aquí descrito es de nuestra autoría; que no ha sido
previamente presentado para ningún grado o calificación profesional; y, que hemos
consultado las referencias bibliográficas que se incluyen en este documento.
A través de la presente declaración cedemos nuestros derechos de propiedad
intelectual correspondiente a este trabajo a la Escuela Politécnica Nacional, según lo
establecido en la Ley de Propiedad Intelectual, por su Reglamento y por la normativa
institucional vigente.
________________________
______________________
Iván Patricio Pazmiño Ordóñez
Vinicio Virgilio Torres Ayala
II
CERTIFICACIÓN
Certifico que el presente trabajo fue desarrollado por Iván Patricio Pazmiño Ordóñez y
Vinicio Virgilio Torres Ayala, bajo mi supervisión
_____________________
Ing. Mentor Poveda
DIRECTOR DEL PROYECTO
III
AGRADECIMIENTOS
A Dios, presente a través de la familia; tanto de mis padres y hermano como de aquélla
que elegimos conforme se atraviesa el camino de la vida.
A Fernando, Narcisa e Israel, sin cuya compañía y apoyo ningún logro podría ser
disfrutado a plenitud.
A mi amada Eliana compañera inseparable de mi vida, y a toda su familia a quien
aprecio como si fuese la mía
A Camilo, hermano y camarada de extensas y profundas reflexiones
Al Ing. Mentor Poveda, quien más de compartirnos el conocimiento propio de un gran
maestro, nos ha brindado su amistad y su confianza.
A cada uno de los ingenieros y amigos de la Empresa Eléctrica Quito, quienes
desinteresadamente nos han brindado su ayuda y confianza cuando oportunamente la
necesitamos, entre ellos Marco, Ricardo, Carlos, Julián, Esteban, Julio, Roberto, y
Sandra.
Iván Patricio Pazmiño Ordóñez
IV
DEDICATORIA
A todos, absolutamente a todos, quienes con bien y mal han colaborado a forjar mi
aquí y ahora.
Iván Patricio Pazmiño Ordóñez
V
AGRADECIMIENTOS
Agradezco a DIOS, que con su gracia divina ha estado presente en todo mi camino
recorrido;
A mis Padres, de forma infinita que son los pilares fundamentales en mi vida, que con
sus enseñanzas han sabido cultivarme de forma espiritual y académica;
A mis hermanos, por su fraternidad y su cariño;
A mi compañera en las buenas y en las malas, el amor de mi vida Maira.
A la gran inspiración de mi vida Hillary Verónica.
Un agradecimiento muy especial a todos y cada uno de los ingenieros y amigos que
conforman la EEQ, en especial al Departamento de Administración de Proyectos por
abrirnos sus puertas y regalarnos su amistad y experiencias para poder hacer realidad
este proyecto.
Al Ing. Mentor Poveda, por su gran colaboración en la dirección del trabajo presente.
Vinicio Virgilio Torres Ayala
VI
DEDICATORIA
Quiero dedicarle todo mi esfuerzo y dedicación a lo más maravilloso que Dios me
regalo mi hija Illary Verónica Torres Leiva.
Porque todo esfuerzo merece una recompensa.
Vinicio Virgilio Torres Ayala
VII
CONTENIDO
DECLARACIÓN ........................................................................................................... I
CERTIFICACIÓN ........................................................................................................ II
AGRADECIMIENTOS ................................................................................................ III
DEDICATORIA ........................................................................................................... IV
AGRADECIMIENTOS ................................................................................................. V
DEDICATORIA ........................................................................................................... VI
CONTENIDO ............................................................................................................. VII
LISTADO DE TABLAS .............................................................................................. XII
LISTADO DE FIGURAS ............................................................................................ XV
LISTADO DE ANEXOS ............................................................................................. XX
RESUMEN EJECUTIVO ......................................................................................... XXII
PRESENTACIÓN ................................................................................................... XXIII
1
CAPÍTULO I INTRODUCCIÓN ........................................................................... 1
1.1
OBJETIVOS ................................................................................................... 1
1.1.1
OBJETIVO GENERAL ............................................................................. 1
1.1.2
OBJETIVOS ESPECÍFICOS ................................................................... 1
1.2
ALCANCE ...................................................................................................... 1
1.3
GENERALIDADES ......................................................................................... 2
1.4
ANTECEDENTES .......................................................................................... 3
1.5
UBICACIÓN GEOGRÁFICA DEL ÁREA DE ESTUDIO ................................. 8
1.6
CONDICIONES ACTUALES DEL SISTEMA ................................................. 9
VIII
2
CAPÍTULO II MARCO TEÓRICO ....................................................................... 11
2.1
CONSIDERACIONES GENERALES ........................................................... 11
2.2
TIPOS DE SISTEMAS ................................................................................. 11
2.3
SUBESTACIONES DE SUBTRANSMISIÓN Y DISTRIBUCIÓN .................. 12
2.4
ALIMENTADORES PRIMARIOS.................................................................. 13
2.5
CIRCUITOS DE DISTRIBUCIÓN SECUNDARIOS ...................................... 13
2.6
MEDIDA DE LA DENSIDAD DE CARGA ..................................................... 13
2.7
TIPOS DE CARGA ....................................................................................... 14
2.8
CLASIFICACIÓN DE LAS CARGAS ............................................................ 14
2.9
CARACTERÍSTICAS DE LA CARGA........................................................... 15
2.9.1
DEMANDA ............................................................................................. 16
2.9.2
DEMANDA MÁXIMA .............................................................................. 16
2.9.3
DEMANDA DIVERSIFICADA O DEMANDA COINCIDENTE ................ 16
2.9.4
FACTOR DE DEMANDA ....................................................................... 16
2.9.5
FACTOR DE UTILIZACIÓN ................................................................... 17
2.9.6
FACTOR DE CARGA ............................................................................ 17
2.9.7
FACTOR DE DIVERSIDAD ................................................................... 17
2.9.8
FACTOR DE COINCIDENCIA ............................................................... 17
2.9.9
CARGA MÁXIMA DIVERSIFICADA ...................................................... 18
2.10
DATOS DE PARTIDA RECOMENDADOS ............................................... 18
2.10.1
ÁREAS CONSOLIDADAS .................................................................. 18
2.10.2
ÁREAS EN VÍAS DE CONSOLIDACIÓN ........................................... 18
2.10.3
POLÍGONOS DE COBERTURA ........................................................ 19
IX
2.10.4
ANÁLISIS DE CRECIMIENTO DE LA DEMANDA (FACTORES DE
INFLUENCIA)..................................................................................................... 19
3
2.10.5
ANÁLISIS DE FACTIBILIDAD SOBRE EL TERRENO ....................... 21
2.10.6
PLANIMETRÍA Y CARTOGRAFÍA ..................................................... 23
2.10.7
PLANOS DE INFORMACIÓN CATASTRAL ...................................... 23
2.10.8
ORTOFOTOS ..................................................................................... 23
2.10.9
PLANOS DE USO Y OCUPACIÓN DEL SUELO ............................... 24
CAPÍTULO III ANÁLISIS DE LA CARGA ACTUAL Y FUTURA ......................... 25
3.1
DEFINICIÓN DE MICRO ÁREAS Y ESTADÍSTICA DE LA DEMANDA A
NIVEL DISTRIBUIDO. ........................................................................................... 26
3.1.1
SISTEMA DE COORDENADAS SELECCIONADO............................... 26
3.1.2
TAMAÑO DE LAS MICRO ÁREAS........................................................ 28
3.1.3
NOMENCLATURA................................................................................. 29
3.1.4
SUBDIVISIÓN DE MICRO ÁREAS........................................................ 29
3.1.5
DESCRIPCIÓN DE LA HERRAMIENTA COMPUTACIONAL CYMDIST
31
3.2
ESTIMACIÓN DE LA DEMANDA ACTUAL POR MICRO ÁREA EN FUNCIÓN
DE CONSUMOS DE ENERGÍA............................................................................. 31
3.3
ESTIMACIÓN DE LA DEMANDA ACTUAL POR MICRO ÁREA CON EL
INGRESO DE COCINAS DE INDUCCIÓN ............................................................ 37
3.4
ESTIMACIÓN DE LA DEMANDA FUTURA POR MICRO ÁREA ................. 43
3.4.1
METODOLOGÍA
PARA
ESTABLECER
EL
ÁREA
TOTAL
DE
CONSTRUCCIÓN HABILITADA POR MICROÁREA ......................................... 44
3.4.2
DETERMINACIÓN Y ANÁLISIS DE MICRO ÁREAS SATURADAS ..... 50
X
3.5
DETERMINACIÓN
DEL
ÁREA
ABASTECIDA
POR
LA
NUEVA
SUBESTACIÓN CAROLINA GIS ........................................................................... 54
4
CAPÍTULO IV PROPUESTA TOPOLÓGICA DE LAS REDES DE MEDIO Y BAJO
VOLTAJE .................................................................................................................. 58
4.1
TOPOLOGÍA ACTUAL ................................................................................. 58
4.1.1
RED TRONCAL DE ALIMENTADORES ............................................... 58
4.1.2
RED DE MEDIO VOLTAJE ASOCIADA A LOS TRONCALES .............. 61
4.1.3
RED DE BAJO VOLTAJE ...................................................................... 61
4.1.4
RESPUESTA FRENTE A CONTINGENCIAS DE LA TOPOLOGÍA
ACTUAL ............................................................................................................. 62
4.2
PROPUESTA DE DISEÑO “A” ..................................................................... 63
4.2.1
ELEMENTOS DE UNA CONFIGURACIÓN TIPO HUSO ...................... 64
4.2.2
RED TRONCAL Y DE MEDIO VOLTAJE ASOCIADA DE LA TOPOLOGÍA
PROPUESTA ..................................................................................................... 65
4.2.3
RED DE BAJO VOLTAJE ...................................................................... 66
4.2.4
RESPUESTA FRENTE A CONTINGENCIA DE LA TOPOLOGÍA
PROPUESTA ..................................................................................................... 66
4.3
PROPUESTA DE DISEÑO “B” ..................................................................... 70
4.3.1
ELEMENTOS DE UNA CONFIGURACIÓN TIPO ANILLO ABIERTO ... 70
4.3.2
RED TRONCAL Y DE MEDIO VOLTAJE ASOCIADA DE LA TOPOLOGÍA
PROPUESTA ..................................................................................................... 71
4.3.3
RED DE BAJO VOLTAJE ...................................................................... 72
4.3.4
RESPUESTA FRENTE A CONTINGENCIA DE LA TOPOLOGÍA
ALTERNATIVA DE DISEÑO .............................................................................. 72
5
CAPÍTULO V ANÁLISIS TÉCNICO DE LAS REDES DE MEDIO Y BAJO
VOLTAJE ................................................................................................................. 76
XI
5.1
ESCENARIO ACTUAL ................................................................................. 76
5.2
ESCENARIO PROYECTADO ...................................................................... 77
5.2.1
CONDICIONES PRELIMINARES .......................................................... 77
5.2.2
PROCESO PARA LA ESTIMACIÓN DE LA DEMANDA A NIVEL DE
TRANSFORMADORES DE DISTRIBUCIÓN A PARTIR DE LA DEMANDA A
NIVEL PRIMARIO .............................................................................................. 77
5.3
5.3.1
ANÁLISIS DE LA RED DE MEDIO VOLTAJE ....................................... 80
5.3.2
ANÁLISIS DE LA RED DE BAJO VOLTAJE ......................................... 84
5.4
6
OPERACIÓN DE LA ALTERNATIVA “A” ..................................................... 80
OPERACIÓN DE LA ALTERNATIVA “B” ..................................................... 85
5.4.1
ANÁLISIS DE LA RED DE MEDIO VOLTAJE ....................................... 85
5.4.2
ANÁLISIS DE LA RED DE BAJO VOLTAJE ......................................... 89
CAPÍTULO 6 SELECCIÓN DE ALTERNATIVA ................................................. 90
6.1
ANÁLISIS TÉCNICO .................................................................................... 90
6.1.1
NIVELES DE CARGA ............................................................................ 90
6.1.2
RESPUESTA FRENTE A CONTINGENCIAS........................................ 90
6.2
ANÁLISIS ECONÓMICO.............................................................................. 90
6.2.1
ANÁLISIS EN PRIMARIO C .................................................................. 91
6.2.2
ANÁLISIS EN PRIMARIO D .................................................................. 94
6.3
SELECCIÓN DE LA MEJOR ALTERNATIVA .............................................. 97
6.3.1
ALTERNATIVA “A” ................................................................................ 97
6.3.2
ALTERNATIVA “B” .............................................................................. 102
6.4
NIVELES DE CORTOCIRCUITO ............................................................... 107
XII
6.4.1
PRINCIPIOS TEÓRICOS DE LAS CORRIENTES DE CORTOCIRCUITO
………………………………………………………………………………...108
6.4.2
CÁLCULO DE LAS CORRIENTES DE CORTOCIRCUITOS UTILIZANDO
LA HERRAMIENTA COMPUTACIONAL CYME. ............................................. 110
6.4.3
7
COORDINACIÓN DE PROTECCIONES CON CYMTCC .................... 112
CAPÍTULO SIETE: CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES .................... 114
REFERENCIAS BIBLIOGRÁFICAS ........................................................................ 116
ANEXOS…………………………………………………………………………………....118
XIII
LISTADO DE TABLAS
Tabla 1.1 Subestaciones y primarios de distribución que sirven a la Zona A
Tabla 1.2 Número de cámaras, torres de transformación y sus potencias instaladas
totales en la Zona A
Tabla 1.3 Nivel de carga de Primarios de la Zona A hasta Agosto 2014
Tabla 2.1 Clasificación de las cargas
Tabla 3.1 Modelo de tabla con todos los campos a llenar en cada micro área de la
zona de estudio
Tabla 3.2 Micro áreas residenciales en condiciones de saturación
Tabla 3.3 Micro áreas múltiples en condiciones de saturación
Tabla 3.4 Micro áreas especiales
Tabla 5.1 Nivel de carga de primarios en condiciones de saturación para el sistema a
6.3kV
Tabla 5.2 Número de transformadores por cuadrícula para el área de cobertura de los
polígonos propuestos
Tabla 5.3 Niveles máximos de carga para alimentadores de la S/E 24 GIS en
condiciones normales de operación
Tabla 5.4 Niveles máximos de carga para alimentadores de la S/E 24 GIS en
condiciones normales de operación
Tabla 6.1 Cámaras de seccionamiento con sus respectivos husos y longitudes para
el alimentador 24 C.
XIV
Tabla 6.2 Cámaras de seccionamiento con sus respectivas Anillos y longitudes para
el alimentador 24 C.
Tabla 6.3 Cámaras de seccionamiento con sus respectivos husos y longitudes para el
alimentador 24 D
Tabla 6.4 Cámaras de seccionamiento con sus respectivas Anillos y longitudes para
el alimentador 24 C.
Tabla 6.5 Transformadores para “Alternativa A”
Tabla 6.6 Conductores para “Alternativa A”
Tabla 6.7 Protección cámaras de seccionamiento para “Alternativa A”
Tabla 6.8 Protección y seccionamiento cámara de transformación para “Alternativa A”
Tabla 6.9 Resumen de rubros para obra civil para “Alternativa A”
Tabla 6.10 Transformadores para “Alternativa B”
Tabla 6.11 Conductores para “Alternativa B”
Tabla 6.12 Protección cámaras de seccionamiento para “Alternativa B”
Tabla 6.13 Protección y seccionamiento cámara de transformación para “Alternativa
B”
Tabla 6.14 Resumen de rubros para obra civil para “Alternativa B”
Tabla 6.14 Resumen de costos para obra “Alternativa A” y “Alternativa B”
XV
LISTADO DE FIGURAS
Figura 1.1 Plano de Zonificación General
Figura 1.2 Primarios que sirven a la Zona A
Figura 1.3 Disposición de ductos según ordenanza municipal
Figura 1.4 Ubicación en el plano de la Subestación actual Carolina
Figura 2.1 Representación de los cuatro tipos básicos de sistemas de subtransmisión
abasteciendo a las subestaciones de distribución. (a) Radial (b)Anillo (c) Mallado (d)
Lazo
Figura 3.1 Ubicación geográfica del centro de Quito según el Plano de Quito del IGM
Figura 3.2 Esquema de ubicación de micro áreas
Figura 3.3 Identificación de áreas de 1Km x 1Km
Figura 3.4 Identificación de Micro áreas
Figura 3.5 Nomenclatura para subdivisión de Micro áreas
Figura 3.6 Fragmento donde se muestra el formato tipo de un archivo de Excel, donde
constan los datos de consumo por usuario obtenidos del Depto. de Comercialización
de la EEQ.
Figura 3.7 Formato de la información en Excel para cargar base de datos en Access
del Cymdist
Figura 3.8 Fragmento de la presentación del documento de Access que donde se
muestran las bases de datos del Cymdist.
XVI
Figura 3.9 Presentación en Cymdist de los alimentadores asociados a la
subestaciones 24 y 28
Figura 3.10 Montaje del reticulado que forman las micro áreas desde un archivo .dwg
sobre las redes primarias mostradas en el Cymdist.
Figura 3.11 Visualización en Cymdist de la información ingresada en la base de datos
de Access.
Figura 3.12 Análisis de la distribución de carga para obtener los resultados de
demanda por micro área.
Figura 3.13 Generación de reportes en Excel a partir de los resultados generados en
Cymdist.
Figura 3.14 Reporte generado en Excel a partir de los resultados de Cymdist.
Figura 3.15 Curvas de carga por sector de consumo. San José, Costa Rica, 1992
Figura 3.16 Participación en porcentaje de la cocción en los picos del sistema
eléctrico. San José, Costa Rica, 1992
Figura 3.17 Composición de los Sectores de Consumo
Figura 3.18 Demanda diversificada de algunos equipamientos
Figura 3.19 Tabla 220.55 del National Electrical Code, 2011
Figura 3.20 Aplicación para introducir el incremento de demanda de usuarios
residenciales por efecto de la introducción de las cocinas de inducción.
Figura 3.21 Crecimiento de la demanda por micro área (Adaptación de la referencia)
Figura 3.22 Fragmento del archivo tipo .shape provisto por el Ilustre Municipio de Quito
donde consta la distribución en el plano de las zonas dispuestas en ORDENANZA
METROPOLITANA 0171.
XVII
Figura 3.23 Fragmento del plano de AutoCAD donde se encuentra migrado las zonas
de cobertura de los respectivos uso del suelo dispuestos por la ORDENANZA
METROPOLITANA 0171 sobre la planimetría catastral del área de estudio y el
reticulado que forman las micro áreas asignadas.
Figura 3.24 Identificación de las zonas de la ORDENANZA METROPOLITANA0171
Figura 3.25 Micro área tipo que incluye las zonas dispuestas por la ORDENANZA
METROPOLITANA 0171
Figura 3.26 Valores de la relación W/m2 de las micro áreas residenciales saturadas
con cocinas de inducción
Figura 3.27 Valores de la relación W/m2 de las micro áreas múltiples saturadas con
cocinas de inducción
Figura 3.28(a) Resumen de los valores de demanda en condiciones de saturación de
las micro área de toda la "Zona A" en función de las demandas por micro área en
condiciones de saturación.
Figura 3.28(a) Resumen de los valores de demanda en condiciones de saturación de
las micro área cubiertas por los nuevos primarios en función de las demandas por
micro área en condiciones de saturación.
Figura 3.29 Polígonos de cobertura de cada primario GIS dispuestos en concordancia
con calles y avenidas
Figura 4.1 Topología actual de los alimentadores primarios de la subestación 24
(Carolina)
Figura 4.2 Área de cobertura de la nueva subestación 24 GIS
Figura 4.3 Fragmento de la red de medio voltaje de la zona en estudio donde se
evidencia su topología típica.
XVIII
Figura 4.4 Distribución típica de las redes de bajo voltaje
Figura 4.5 Cámara de seccionamiento y transferencia 24A – 24C
Figura 4.6 Representación esquemática de la topología tipo Huso
Figura 4.7 Elementos constitutivos de una red tipo Huso
Figura 4.8 Falla tipo en un huso
Figura 4.9 Falla en un segmento troncal
Figura 4.10 Transferencia de carga entre cabeceras de primarios
Figura 4.11 Diagrama unifilar de las líneas troncales de la red de distribución de la S/E
24GIS
Figura 4.12 Representación esquemática de la topología tipo anillo
Figura 4.13 Elementos constitutivos de una red tipo Huso
Figura 4.14 Falla tipo en un huso
Figura 4.15 Falla en un segmento troncal
Figura 4.16 Transferencia de carga entre cabeceras de primarios
Figura 5.1 Representación esquemática de un fallo en un segmento de un huso tipo.
Figura 5.2 Fragmento de diagrama unifilar de troncales de la red de medio voltaje
Figura 5.3 Representación esquemática de un fallo en un segmento de un huso tipo.
Figura 5.4 Fragmento de diagrama unifilar de troncales de la red de medio voltaje
Figura 6.1 Identificación de cámaras de seccionamiento en alimentador C de la Nueva
subestación Carolina para la configuración tipo huso
XIX
Figura 6.2 Identificación de cámaras de seccionamiento con sus respectivos anillos
del primario 24 C
Figura 6.3 Identificación de cámaras de seccionamiento en alimentador D de la Nueva
subestación Carolina para la configuración tipo huso
Figura 6.4 Identificación esquemática de cámaras de seccionamiento con sus
respectivos anillos del primario 24 D
Figura 6.5 Esquema simplificado de una red
Figura 6.6 Valores luego de la simulación de falla en la barra de 46 kV que alimenta
a la subestación Carolina
Figura 6.7 Parámetros para determinar el equivalente de fuente en CYME
Figura 6.8 Parámetros ingresados en transformador de sub estación 46kV – 22.8 kV
Figura 6.9 Fuente en 46 kV y el transformador de 46kV – 22.8 kV en CYME.
XX
LISTADO DE ANEXOS
ANEXO 1 Cargabilidad de primarios en la Zona A (hasta agosto 2014)
ANEXO 2 Plan Metropolitano De Ordenamiento Territorial (PMOT)
ANEXO 3 Zonificación de Uso y Ocupación del Suelo
ANEXO 4 Resultado de análisis y tabulación de cada micro área comprendida en el
área que cubren las subestaciones 24 y 28
ANEXO 5 Proyección de la demanda en condiciones de saturación para micro áreas
múltiples y residenciales
ANEXO 6 Fragmento de reportes generados por Cymdist en condiciones de saturación
para el sistema a 6.3 kV
ANEXO 7 Cálculos de caídas de voltaje por transformador de distribución
ANEXO 8 Número de transformadores necesarios por micro área
ANEXO 9 Reportes generados por CYME para la propuesta de diseño en topología
tipo huso en condiciones normales de operación
ANEXO 10 Fragmentos de reportes generados por CYME en la simulación de
primarios para casos de falla por salida de operación de interruptores de cabecera de
primarios
ANEXO 11 Fragmento de reporte generado por CYME donde se muestra la carga del
primario 24D luego de un fallo en el segmento troncal 1C-2C
ANEXO 12 Parámetros resultantes a la salida de los primarios de la subestación 24
GIS y sus respectivas cámaras de seccionamiento
ANEXO 13 Parámetros para seteo de los relés
XXI
ANEXO 14 Ejemplo de cálculo de coordinación de protecciones en CYME
ANEXO 15 Tiempos de coordinación dentro de los márgenes establecidos.
XXII
RESUMEN EJECUTIVO
El diseño y planificación de sistemas de distribución de energía eléctrica ajustados a
las necesidades particulares de la zona a la cual están abasteciendo ha sido siempre
uno de los principales desafíos tanto de las empresas distribuidoras de este servicio
como en general de la ingeniería eléctrica aplicada a este campo. Con este motivo se
presenta en este trabajo una innovadora metodología para realizar planificación de
sistemas de distribución en zonas que se encuentran cerca de alcanzar la saturación,
en donde como es evidente, su comportamiento en términos de crecimiento de
demanda difiere por mucho de aquéllas en las que los asentamientos demográficos
apenas comienzan.
Partiendo del análisis de demanda por micro áreas (recurso ampliamente utilizado para
análisis de sistemas de distribución de energía), se emplea la información referente a
uso y ocupación del suelo establecida por el Ilustre Municipio de Quito; relacionando
los resultados del primero y las definiciones de la segunda, se construye un análisis
estadístico donde se plantean clasificaciones que sirven como lineamiento base para
realizar la respectiva proyección de la demanda.
Con la distribución por micro áreas de la proyección de la demanda en condiciones de
saturación se plantea la ubicación de los respectivos transformadores de distribución
para proceder a relacionar la demanda por micro área con cada uno de los centros de
transformación.
Con la finalidad de determinar la topología más apropiada, se realiza el trazado de la
red de medio voltaje respectiva, y con este criterio se escoge la mejor alternativa entre
dos opciones topológicas apropiadas para esta aplicación. Finalmente se propondrán
los lineamientos para la eventual selección el sistema de protecciones para la
alternativa escogida.
XXIII
PRESENTACIÓN
El crecimiento y desarrollo de la ciudad de Quito, progresivamente ha incrementado la
demanda que la Empresa Eléctrica Quito tiene que suplir. En ciertas zonas, ya se está
alcanzando los límites de saturación de crecimiento, lo que implica que aquéllas deben
ser tratadas de una manera particular para que dentro de la planificación de empresa
distribuidora del servicio eléctrico se encuentre contemplado este escenario y se tomen
las providencias del caso para enfrentar este contingente, principalmente tomando en
cuenta las implicaciones técnicas que éste conlleva.
Paralelamente a lo antes expuesto está en desarrollo el proyecto nacional de migrar
masivamente hacia la cocción eléctrica, por lo que el crecimiento de la demanda será
considerable en un intervalo de tiempo relativamente corto; esta política afectará
directamente y en gran medida al sistema eléctrico de distribución.
Es así que este trabajo es de crucial importancia tanto para asegurar desde un punto
de vista macro que la Empresa Eléctrica Quito garantice en su área de concesión la
viabilidad del proyecto de gobierno de implementar un sistema masificado de cocción
eléctrica como para dentro de un punto de vista puntual, asegurar que sea eficiente y
efectivo del diseño de una zona en particular que está alcanzando los niveles de
saturación.
Este es el caso del área circundante al parque de La Carolina, en donde por su
considerable requerimiento de demanda se ameritan soluciones que contemplen una
perspectiva global del sistema de distribución, para posteriormente poder reproducir
este modelo en todas las áreas que tengan similares características, que es en
principio el estudio que se trata en este trabajo.
1
1 CAPÍTULO 1
INTRODUCCIÓN
1.1 OBJETIVOS
1.1.1 OBJETIVO GENERAL
Realizar una propuesta topológica y el diseño técnico de la primera fase de la
intervención de la “ZONA A” es decir, del polígono de servicio de la Nueva Subestación
Carolina.
1.1.2 OBJETIVOS ESPECÍFICOS
- Proponer el nivel de carga adecuado para los transformadores de distribución
pertenecientes al área de análisis.
- Establecer la situación actual del sistema y realizar una proyección de la demanda
futura.
- Realizar el análisis de caídas de voltaje y cortocircuitos para garantizar las
condiciones adecuadas de funcionamiento.
- Determinar el modelo de distribución correspondiente de cada nivel de red.
- Determinar la mejor ubicación de puntos de interconexión de primarios.
- Determinar la mejor ubicación de cámaras de seccionamiento.
1.2 ALCANCE
-Se propondrá el nivel de carga recomendado de los transformadores de distribución
pertenecientes al área de análisis.
2
-Se establecerá la situación actual del sistema, así como, una estimación de la
demanda futura.
-Se realizará el análisis de caídas de voltaje y cortocircuitos para proponer un
lineamiento del sistema de protecciones.
-Se determinará el modelo de distribución correspondiente de cada nivel de red.
-Se determinará la mejor ubicación de puntos de interconexión de primarios,
comprobando la operación satisfactoria con transferencias de carga durante las
emergencias, para la red de media tensión.
-Se determinará la ubicación adecuada de cámaras de seccionamiento.
1.3 GENERALIDADES
Conforme a la Ordenanza Municipal 022 se establecen zonas del Distrito Metropolitano
de Quito prioritarias para la intervención de su sistema eléctrico de distribución de
energía, hecho encaminado al plan nacional de migración de dicho sistema de aéreo
a subterráneo
En base a lo mencionado se ha establecido en la planificación de la Secretaría de
Territorio Hábitat y Vivienda un sector prioritario que se ha denominado “ZONA A”,
tomando en cuenta parámetros como alta densidad poblacional y alto estrato de
consumo, con lo que es fácil advertir técnicamente que es inviable un desarrollo
sostenible (del sistema eléctrico) con las condiciones actuales y se deben presentar
alternativas para superar la situación.
Conforme a los lineamientos -referentes al sector eléctrico- contemplados en el Plan
Nacional del Buen Vivir se evidencia la necesidad de realizar un análisis minucioso de
la situación actual y futura de las redes eléctricas relacionadas al sector de distribución
de energía, principalmente por dos aspectos:
3
- Determinar su capacidad para soportar la nueva y significativa carga producto del
cambio de cocinas domésticas que funcionan a base de gas licuado de petróleo a
cocinas eléctricas de inducción.
- Y por otro lado llevar a la par el proceso de migración de las redes de distribución
aéreas a subterráneas
A razón de que los aspectos antes mencionados se hallan encaminados a un Proyecto
de Desarrollo Nacional, el crecimiento de la carga será considerable en un intervalo de
tiempo relativamente corto, por lo que este trabajo es de crucial importancia tanto para
asegurar desde un punto de vista macro que la Empresa Eléctrica Quito garantice en
su área de concesión la viabilidad del proyecto de gobierno de implementar un sistema
masificado de cocción mediante cocinas de inducción como, para dentro de un punto
de vista puntual, asegurar que sea eficiente y efectivo del diseño de una zona de tanta
importancia como lo es la “ZONA A”
1.4 ANTECEDENTES
La ordenanza metropolitana que establece el régimen administrativo de otorgamiento
y aplicación de la licencia metropolitana urbanística de utilización o aprovechamiento
del espacio público para la instalación de redes de servicio – LMU40” N° 022, expedida
por el Municipio del Distrito Metropolitano de Quito, divide el área del Distrito
Metropolitano en cinco zonas, así:
Zona A: Zona de Alta Prioridad Subterránea
Zona B: Zonas de Alta Prioridad Aérea
Zona C: Zonas de Alta Prioridad Patrimonial y Simbólica
Zona D: Grandes Proyectos Urbanos
Zona E: Intervenciones Especiales
4
Tal como se ilustra en la Figura 1.11
Figura 1.1 Plano de Zonificación General
La Zona de interés para el análisis de soterramiento, es la Zona A, por considerarse
como de alta prioridad subterránea, y está limitada por las siguientes avenidas:
- Norte Avenidas: El Inca y Río Coca,
- Sur Avenidas: Patria y Pérez Guerrero
- Occidente Avenidas: Brasil y América
- Oriente Avenidas: 12 de octubre, González Suárez y Guanguiltagua
Esta área está ubicada en la Zona Centro Noroccidental de la ciudad de Quito, con
una longitud de vías de 205,203 km, abarcando alrededor de 430 calles en forma
1
Ordenanza Municipal N°0022, Consejo Metropolitano de Quito, Quito, jueves 14 de Abril del 2011
5
parcial, comprende un área de 12,5 km2 y un número total de 64.136 clientes
aproximadamente.
Figura 1.2 Primarios que sirven a la Zona A
6
Tabla 1.1 Subestaciones y primarios de distribución que sirven a la Zona A
Número de la
Subestación
Nombre de la
Subestación
1
Olímpico
10
10 vieja
Belisario
Quevedo
11
12
La floresta
13
Granda Centeno
15
El Bosque
16
Río Coca
24
Carolina
28
Iñaquito
32
10 nueva
53
Pérez Guerrero
Primarios que sirven Color asociado
la Zona A
al primario
01A
01B
01C
01D
01E
10B
11A
11C
12A
12B
12D
13A
13B
13C
15B
15C
16A
16B
16C
16D
16E
16H
24A
24B
24C
24D
24E
24F
28A
28B
28C
28D
28E
28G
32B
32C
32E
53C
53D
53E
53F
7
La Zona “A” tiene como características principales: área de alta plusvalía, comercial,
bancaria, oficial (se ubican algunos ministerios y otros edificios gubernamentales),
turística, hotelera y de centros de diversión, pero principalmente tiene una marcada
tendencia a transformarse de las viviendas originales de tipo unifamiliar, las que son
utilizadas ahora como restaurantes y hostales; por edificios de oficinas o soluciones
habitacionales. Se encuentra servida de 11 subestaciones y 41 alimentadores
primarios de distribución, como se puede observar en la Tabla 1.1
Tabla 1.2 Número de cámaras, torres de transformación y sus potencias
instaladas totales en la Zona A
Montaje
Número de transformadores Potencia [MVA]
TORRES
845
51,1
CÁMARAS
1638
276,3
TOTAL
2483
327,4
Esta zona tiene algunos tramos de red subterránea de corta longitud conectando las
cámaras de transformación de edificios próximos en cascada, por medio de las
entradas y salidas de las mismas; así como también urbanizaciones, relativamente
pequeñas, de usuarios de alto nivel económico.
Para estos tramos de red subterránea, la Ordenanza 022 tiene como su parte
constitutiva un Manual Técnico, en que se establece como norma la utilización de
ductos formados por tubería PVC de 4” (110 mm) de diámetro, pozos de revisión
subterráneos de 1x1x1.35 m y establece el exterior de la vereda para las instalaciones
eléctricas. Muestra de ello se presenta en la Figura 1.32
2
Ordenanza Municipal N°0022, Consejo Metropolitano de Quito, Quito, jueves 14 de Abril del 2011
8
Figura 1.3 Disposición de ductos según ordenanza municipal
Finalmente, cabe señalar que se ha establecido como punto de partida de análisis y
diseño el área que se encuentra abastecida por la subestación 24 (que será objeto
de estudio en el presente trabajo) debido a que es la zona de condiciones operativas
más críticas por tener los circuitos primarios con la mayor carga y por encontrarse
geográficamente en el área de mayor densidad de carga de la zona.
1.5 UBICACIÓN GEOGRÁFICA DEL ÁREA DE ESTUDIO
La subestación 24 (Carolina) se halla ubicada en el sector Centro-Norte de la ciudad
de Quito con un área aproximada de 2.622.001 m2 de cobertura, alimentando al
sistema primarios de distribución de 6.3 kV. En base al uso del Sistema de Información
Geográfica (GIS EEQ), se muestra su ubicación en el plano de la Figura 1.4
9
Figura 1.4 Ubicación en el plano de la Subestación actual Carolina
1.6 CONDICIONES ACTUALES DEL SISTEMA
No hay que perder de vista que este estudio debe estar enmarcado dentro del
comportamiento y planificación de toda la ya descrita “Zona A”, por lo que, las
consideraciones iniciales se toman analizando el comportamiento de todos los
alimentadores que la sirven. Así valiéndose de la información existente en las bases
de datos de la EEQ, es posible determinar las condiciones actuales de operación de
dichos alimentadores.
10
La sectorización de los niveles de carga de los alimentadores primarios que se
describen en la tabla 1.3, se representan en el anexo 1
Tabla 1.3 Nivel de carga de Primarios de la Zona A hasta Agosto 2014
Número de
primarios
Nivel de Carga
mayor al 80%
Nivel de Carga
entre el 60% y
80%
Nivel de Carga
menor al 60%
7
5
Primario
Corriente
promedio [A]
% máximo
nivel de
carga
12A
418.71
103.39%
13A
348.50
112.42%
16F
431.64
106.58%
24B
495.99
112.72%
24E
387.54
88.08%
28D
547.87
84.29%
53C
318.86
115.95%
12B
258.89
63.92%
16B
322.23
73.23%
24A
330.04
75.01%
24D
422.83
79.03%
53E
448.39
68.98%
28
Los niveles de carga que se presentan al momento no permiten hacer transferencias
de carga entre primarios y en consecuencia se deja en alto riesgo a una zona con alta
densidad de carga.
Por lo expuesto, y teniendo en cuenta la tendencia del crecimiento vertical que se
observa en la Zona A, es urgente la incorporación de nuevas subestaciones y primarios
con un nivel de voltaje nominal superior al actual, que permita mayor flexibilidad y
facilidad de expansión al sistema. A razón de lo expuesto se resuelve comenzar la
migración hacia un nivel de voltaje nominal para el sistema de distribución de 22.8 kV
que permita atender a las futuras cargas que ingresarían a esta zona donde ya no se
permite abastecer de una manera sostenible a la carga actual, y mucho menos a la
futura.
11
2 CAPÍTULO 2
MARCO TEÓRICO
2.1 CONSIDERACIONES GENERALES
Independientemente, si se trata de un sistema aéreo o soterrado, todo sistema de
distribución presenta los siguientes elementos constitutivos:
•Subestación de transmisión
•Circuitos de subtransmisión
•Subestación de distribución
•Alimentadores primarios
•Transformadores de distribución
•Circuitos secundarios
A nivel global existe una amplia variación de combinaciones de voltajes en cuanto a
transmisión, subtransmisión y alimentadores primarios se refiere, debido a que no
existe una estandarización al respecto, más en cuanto concierne al presente trabajo
han de tomarse como valores de voltaje nominal los que trabaja la E.E.Q en la Zona
A, es decir, 46 kV para subtransmisión y 6.3 kV para alimentadores primarios.
2.2 TIPOS DE SISTEMAS
En términos generales, hay dos tipos de sistemas de distribución:
•Radial
•Mallado
12
•Sistema de distribución radial es aquel que tiene una sola ruta para el flujo de potencia
hacia la carga.
•Sistema de distribución mallado es aquel que posee más de una ruta para el flujo de
potencia hacia la carga.
La elección del sistema a emplearse depende considerablemente del nivel de calidad
de servicio deseado. Los aspectos que comprenden calidad de servicio son:
•Continuidad de servicio.
•Regulación de voltaje, determinado por las caídas de voltaje permisibles.
2.3 SUBESTACIONES DE SUBTRANSMISIÓN Y DISTRIBUCIÓN
La disposición de los circuitos de subtransmisión y de las subestaciones de distribución
puede afectar la continuidad de servicio seriamente debido a la gran carga que
abastecen estos componentes. Existen cuatro disposiciones básicas para los circuitos
de subtransmisión: radial, anillo, malla y lazo.
Figura 2.1 Representación esquemática de los cuatro tipos básicos de
sistemas de subtransmisión abasteciendo a las subestaciones de distribución.
(a) Radial (b) Anillo (c) Mallado (d) Lazo
13
2.4 ALIMENTADORES PRIMARIOS
A partir de los arreglos básicos, es decir, radial y mallado, existen también muchas
configuraciones para éstos, debiéndose principalmente a:
•Diferencias en la carga de las áreas servidas.
•Diferencias en los requerimientos de servicio de las cargas.
•Y diferencias en el sistema de distribución del cual los alimentadores primarios son
parte.
En éstos, desde el punto de vista de respuesta frente al fallo se presentan la mayor
cantidad de problemas que implican interrupción de servicio para el usuario final, es
decir, por rayos, ramas de árboles, impacto de vehículos contra las estructuras,
cometas, etc. Reconociendo lo frecuente e inevitable de estos percances es necesario
proveer de equipos de seccionamiento en lugares estratégicos de los circuitos
primarios para aislar las fallas, debido a que no es económicamente viable diseñar y
peor aún construir circuitos que sean completamente libres de fallas.
2.5 CIRCUITOS DE DISTRIBUCIÓN SECUNDARIOS
Su conexión predominante es radial, aunque pueden existir variaciones dependiendo
de necesidades específicas. Pueden ser clasificados ya sea como monofásicos o
trifásicos.
2.6 MEDIDA DE LA DENSIDAD DE CARGA
La medida de la densidad de carga es de inmensa utilidad para todo tipo de análisis
en este trabajo, cuyo uso será descrito en detalle más adelante. La densidad de carga
se expresa en términos de kVA o kW por unidad de área.
14
Es necesario comprender en primera instancia que la carga, como tal, se refiere al pico
de la demanda diversificada, y significa lo mismo que el pico de demanda coincidente
(términos que serán tratados a continuación).
El pico de demanda diversificada para un gran número de usuarios es el número
empleado para definir la densidad de carga.
2.7 TIPOS DE CARGA
En general las cargas servidas son las siguientes:
1. Residencial
a.
Urbano-Suburbano
b.
Rural
2. Comercial
a.
Áreas céntricas de la ciudad
b.
Centros Comerciales
c.
Edificios Comerciales
3. Industrial
a.
Pequeñas plantas industriales
b.
Grandes plantas industriales
2.8 CLASIFICACIÓN DE LAS CARGAS
Las cargas son generalmente clasificadas por su aplicación específica, sin embargo,
deben también tomarse en cuenta aspectos como la ubicación geográfica, tipos de
negocios de los consumidores, dependencia del consumidor del servicio eléctrico,
efectos de las cargas sobre otras cargas y del sistema en general, tarifas,
consideraciones especiales para los requerimientos de carga. Dentro de este contexto
una posibilidad de clasificar las cargas se presenta en la Tabla 2.1
15
Tabla 2.1 Clasificación de las cargas
Criterio de clasificación
Clasificación
1. Ubicación geográfica
(a)Centro de la ciudad, (b) Urbano, (c)
Suburbano (d) Rural
2.Tipo de uso de la energía por
parte del consumidor
(a)Residencial (b)Comercial (c)Industrial
3. Dependencia
eléctrico
servicio
(a)Crítico, (b)Emergencia (c) Normal
4. Efecto sobre otras cargas y
diseño y operación del sistema
(a)Transitorio, (b) En estado estable
5. Tarifas
(a) Residencial (b) Comercial, (c) Industrial (d)
Otros
6. Consideraciones especiales
(a) Automatización y otros proceso críticos
donde cualquier interrupción del servicio puede
resultar costoso, (b) Cargas sensibles a
variaciones de voltaje
del
2.9 CARACTERÍSTICAS DE LA CARGA
Dentro de la planificación de cualquier proyecto afín a un sistema de distribución, quien
diseña tiene a su haber la libertad de elegir muchos aspectos del diseño, sin embargo,
el aspecto más importante, es decir la carga, es el único sobre el cual no se tiene
control. Es así, que quien diseña u opera el sistema de distribución debe tener
conocimiento de las características del comportamiento de la carga.
La importancia que involucra a la carga inicia marcando el comportamiento de cargas
individuales o de grupos de cargas en el diseño u operación del sistema, es decir, en
puntos particulares en el sistema, en una porción del sistema, o en todo el sistema
visto desde la central de generación o subestación de distribución, dependiendo de
cuál sea el caso.
16
Así, para determinar condiciones existentes o proyectadas, o correcciones para
solucionar comportamientos del sistema no deseados, es necesario identificar
oportunamente las características que se detallan a continuación.
2.9.1 DEMANDA
La demanda de una instalación o sistema es la carga en los terminales, promediada
sobre un intervalo de tiempo específico, como se muestra en la ecuación 2.1 Este
tiempo se denomina Intervalo de Demanda, y generalmente igual a quince minutos.
2.9.2 DEMANDA MÁXIMA
‫ ܽ݀݊ܽ݉݁ܦ‬ൌ
ο೟
‫׬‬బ ௉ௗ௧
ο௧
(2.1)
La demanda máxima de una instalación o sistema es la mayor de todas las demandas,
la cual ha ocurrido durante un período de tiempo específico.
2.9.3 DEMANDA DIVERSIFICADA O DEMANDA COINCIDENTE
Es la demanda de un grupo de cargas. Esta es la demanda del grupo como un todo
sobre un intervalo particular. Es además la suma de las demandas impuestas por cada
carga sobre un intervalo determinado. El valor de la demanda máxima diversificada es
usualmente el dato de mayor interés y es menor que la suma de las demandas
máximas individuales.
2.9.4 FACTOR DE DEMANDA
Es el cociente entre la máxima demanda del sistema y la carga total conectada del
sistema, como se muestra en la ecuación 2.2 La carga conectada es la suma de las
potencias nominales de la carga de los equipos conectados al sistema o a alguna parte
del mismo.
஽௘௠௔௡ௗ௔௠ž௫௜௠௔
‫ ܽ݀݊ܽ݉݁݀݁݀ݎ݋ݐܿܽܨ‬ൌ ஼௔௥௚௔௧௢௧௔௟௖௢௡௘௖௧௔ௗ௔ (2.2)
17
2.9.5 FACTOR DE UTILIZACIÓN
Es el cociente entre la máxima demanda del transformador y la potencia nominal del
mismo. Como se muestra en la ecuación 2.3
‫ ݊×݅ܿܽݖ݈݅݅ݐݑ݁݀ݎ݋ݐܿܽܨ‬ൌ
஽௘௠௔௡ௗ௔௠ž௫௜௠௔ௗ௘௟௧௥௔௡௦௙௢௥௠௔ௗ௢௥
௉௢௧௘௡௖௜௔௡௢௠௜௡௔௟ௗ௘௟௧௥௔௡௦௙௢௥௠௔ௗ௢௥
(2.3)
2.9.6 FACTOR DE CARGA
Es el cociente entre la carga promedio sobre un periodo de tiempo designado y el pico
de carga ocurrido en ese periodo, como se muestra en la ecuación 2.4
‫ ܽ݃ݎܽܿ݁݀ݎ݋ݐܿܽܨ‬ൌ
஽௘௠௔௡ௗ௔௉௥௢௠௘ௗ௜௢
஽௘௠௔௡ௗ௔௉௜௖௢
(2.4)
2.9.7 FACTOR DE DIVERSIDAD
Es el cociente entre la suma de las demandas máximas individuales de varias
subdivisiones del sistema y la demanda máxima total del sistema. Como se muestra
en la ecuación 2.5
El factor de diversidad es mayor o igual a la unidad. Es la unidad si todas las demandas
máximas individuales ocurren simultáneamente.
‫ ݀ܽ݀݅ݏݎ݁ݒ݅݀݁݀ݎ݋ݐܿܽܨ‬ൌ
ː஽௘௠௔௡ௗ௔௦௠ž௫௜௠௔௦௜௡ௗ௜௩௜ௗ௨௔௟௘௦
஽௘௠௔௡ௗ௔௠ž௫௜௠௔ௗ௘௟௦௜௦௧௘௠௔
(2.5)
2.9.8 FACTOR DE COINCIDENCIA
Es el cociente entre la demanda máxima coincidente de un grupo de consumidores y
la suma de las demandas máximas de los consumidores individuales que comprende
el grupo, ambos tomados del mismo punto y al mismo tiempo. Es el inverso del Factor
de diversidad. Como se muestra en la ecuación 2.6
஽௘௠௔௡ௗ௔௠ž௫௜௠௔ௗ௘௟௦௜௦௧௘௠௔
ଵ
‫ ܽ݅ܿ݊݁݀݅ܿ݊݅݋ܿ݁݀ݎ݋ݐܿܽܨ‬ൌ ː஽௘௠௔௡ௗ௔௦௠ž௫௜௠௔௦௜௡ௗ௜௩௜ௗ௨௔௟௘௦ ൌ ி௔௖௧௢௥ௗ௘ௗ௜௩௘௥௦௜ௗ௔ௗ (2.6)
18
2.9.9 CARGA MÁXIMA DIVERSIFICADA
Es el pico de carga combinada y es siempre menor que la suma de los picos de dos o
más cargas individuales.
2.10 DATOS DE PARTIDA RECOMENDADOS
2.10.1 ÁREAS CONSOLIDADAS
En este caso, el análisis presenta una baja complejidad ya que de alguna manera los
datos de consumo son conocidos y en consecuencia se puede partir de las potencias
concentradas de los usuarios existentes, o de datos ya medidos de consumo
generalmente existentes dentro de las bases de datos de la EEQ.
Dichos datos son de enorme utilidad ya que a más de ofrecer la potencia real
demandada por la zona de análisis, son un registro histórico de los respectivos
consumos y éstos permiten obtener curvas con las que se puede evidenciar
gráficamente su distribución en el tiempo, momentos del día donde existen picos de
consumo y su coincidencia en el tiempo con los consumos de otros tipos de clientes,
o dicho de otra forma, comparar el comportamiento en determinados instantes de
tiempo de las curvas de demanda entre clientes residenciales, comerciales e
industriales, de ser el caso, hecho que es de trascendental relevancia ya que permite
aplicar coeficientes de simultaneidad en áreas donde coexistan diferentes tipos de
consumidores (residencial, comercial e industrial)
2.10.2 ÁREAS EN VÍAS DE CONSOLIDACIÓN
Entendiéndose como tales a las zonas de urbanización reciente. Se presenta el caso
de que normalmente la demanda en cierto lapso de tiempo no es conocida como un
dato de total confianza, por no tener un precedente de crecimiento de consumos. En
situaciones como esta se ha de basar el análisis en aproximaciones referenciadas al
tipo y socio-economía de la población principalmente. Así pues, puntualmente es
necesario hacer referencia a:
19
• Tipo de cliente (industrial / residencial)
• Consumo unitario base
• Estrato de consumo del cliente (referido a la clasificación establecida por la EEQ)
• Densidad de población esperada en el período de proyección
• Servicios extras como alumbrado público
2.10.3 POLÍGONOS DE COBERTURA
En áreas donde no existe un precedente de electrificación (urbanizaciones en vías de
construcción o terrenos aún no concesionados) es decir donde ha de realizarse un
diseño por vez primera, o en su defecto donde se precisa un rediseño completo de un
área considerable como es el caso del estudio que compete a este trabajo, es
necesario establecer polígonos sobre la planimetría de la zona a intervenir para
determinar la acción de los respectivos primarios, donde al final y en su conjunto deben
acoplarse a modo de un “panal”, cubriendo así completamente la superficie analizada.
2.10.4 ANÁLISIS DE CRECIMIENTO DE LA DEMANDA (FACTORES DE
INFLUENCIA)
Una vez que se ha estimado la demanda del sistema en base a datos de consumo en
el tiempo, lo siguiente es realizar una proyección de crecimiento de la demanda, para
lo cual es necesario valerse de algunos factores como:
• Introducción masificada de nuevos elementos de consumo (electrodomésticos).
•Variación de precios en la energía eléctrica para el consumidor
•Introducción de elementos de eficiencia energética
•Cambio en los hábitos de consumo
20
2.10.4.1
Introducción masiva de nuevos elementos de consumo (electrodomésticos)
Debido a que la transición de cocinas que funcionan en base a gas licuado de petróleo
(GLP) hacia las cocinas de inducción eléctrica es un hecho, sin dejar de lado la latente
y progresiva aparición de calentadores eléctricos de agua, éste se convierte en uno de
los lineamientos fundamentales que se han de tomar en cuenta para el análisis.
2.10.4.2
Variación de precios en la energía eléctrica para el consumidor.
Dependiendo de la localización de la zona (y en consecuencia de la estratificación que
le corresponde) que se está analizando. La influencia del factor precio afectará
directamente los hábitos de consumo del cliente final, desviando así en una dirección
u otra la curva de la demanda.
Es así que prever un incremento del costo por kWh para el consumidor final permite
hacer las adecuaciones del caso a la demanda proyectada, principalmente en aquellas
zonas predominantemente residenciales.
2.10.4.3
Introducción de elementos de eficiencia energética
La creciente inserción de elementos de eficiencia energética, desde luminarias y su
control respectivo hasta toda una gama de electrodomésticos, obliga a tomar en
consideración su influencia en el sistema de distribución a mediano plazo, en el cual
éstos irán remplazando a los actuales hasta que finalicen su vida útil.
2.10.4.4
Cambio en los hábitos de consumo
Independientemente de la zona en particular que se esté analizando (comercial,
residencial o industrial) pueden darse dependiendo de las circunstancias cambios en
sus hábitos de consumo. Puntualmente hablando de zonas residenciales (que junto a
la comercial son las predominantes en la zona de estudio) los cambios de hábitos
familiares influyen directamente en los picos de consumo diario.
21
2.10.5 ANÁLISIS DE FACTIBILIDAD SOBRE EL TERRENO
Para que un proyecto pueda ser llevado a la práctica es crucial mantener una continua
coherencia entre lo diseñado y la factibilidad de realizarlo. Este último aspecto guarda
una relación intrínseca con la viabilidad del terreno. Así pues, para asegurar dicha
factibilidad de ejecución se deben tomar en cuenta principalmente los siguientes
aspectos:
•Modificaciones urbanísticas respecto al plano referencial para el diseño
•Infraestructura y equipos existentes (canalizaciones y cámaras)
•Disponibilidad real de espacio físico
•Accesibilidad
•Limitantes arquitectónicos
2.10.5.1
Modificaciones urbanísticas respecto al plano referencial para el diseño
Sin duda este es uno de los limitantes de mayor peso, principalmente para lo referente
al presente estudio, ya que las continuas modificaciones inmobiliarias de la zona han
implicado a la par crecientes diferencias entre la planimetría disponible en las bases
de datos de la E.E.Q y la situación actual del sistema. Con este antecedente se hace
evidente advertir que una actualización de la información disponible es de vital
importancia a fin de que puedan plantearse condiciones de partida apropiadas a todos
los niveles (tanto civil como eléctrico) para el respectivo diseño.
2.10.5.2
Infraestructura y equipos existentes
Paralelamente a considerar las modificaciones urbanísticas ha de tomarse muy en
cuenta la infraestructura disponible, entendiéndose como tal a las canalizaciones
subterráneas y cámaras de transformación disponibles, pues así se aprovecharán al
máximo los recursos existentes y en consecuencia se reducirá en la medida de lo
posible el costo final del proyecto.
22
Por otra parte, aunque el factor financiero es de gran importancia no hay que perder
de vista que el objetivo subyacente es servir con calidad a los usuarios, los que en
gran parte ya disponen de cámaras de transformación y todo el equipamiento que ello
implica, por lo que al emplear al máximo estos recursos se minimiza
considerablemente el impacto sobre todo urbanístico-arquitectónico sobre la eventual
zona intervenida.
En este sentido también se hace evidente la necesidad de tener una referencia
actualizada en la planimetría, para lo que muy probablemente será necesario una
campaña de inspección y levantamiento de la zona en busca de estas instalaciones,
puntualmente refiriéndose a las tapas características de los pozos.
2.10.5.3
Disponibilidad real de espacio físico
Las nuevas cámaras de seccionamiento y transformación que serán necesarias
implementar necesitan del espacio físico adecuado para contener todo el equipamiento
que cada una conlleva, por lo que es fácil advertir que, luego de proponer la ubicación
tentativa de éstas, en función de criterios técnicos y topológicos, es necesario
contrastar esta propuesta con la disponibilidad real del espacio físico, de lo contrario
se reduce considerablemente la factibilidad de implementación.
2.10.5.4
Accesibilidad
Debido al impacto que puede tener sobre la ciudadanía en general la intervención de
ciertas zonas, un factor a tomar muy en cuenta es facilidad de acceso que puede
permitirse tanto de trabajadores como de maquinaria, o por otra parte por la necesidad
de acopio de materiales, por lo que ha de procurarse evitar áreas de conflicto, como
cruces de vías altamente transitadas y claro está, propiciar aquéllas que faciliten los
aspectos mencionados.
2.10.5.5
Limitantes arquitectónicas
Se presenta el caso de edificaciones existentes que extienden su zona de parqueadero
debajo de la acera, lo que se convertiría en un verdadero problema al momento de la
23
ejecución del proyecto, así pues, si bien es cierto que en la práctica resultaría inviable
realizar la constatación de todas y cada una de las aceras, al menos será pertinente
verificar en sitio aquéllas por las que se pretenda pasar sistemas troncales o de gran
importancia para el sistema.
2.10.6 PLANIMETRÍA Y CARTOGRAFÍA
Entendiéndose como tal todo el material disponible referente a los planos urbanos,
mismos que deben poseer el suficiente grado de detalle para que el diseño guarde
coherencia con la realidad y permita analizar claramente las alternativas que pueden
adoptarse en cuanto a la distribución y cobertura de la red sobre la calzada.
En general es recomendable que todos los recursos relacionados con este tema sean
lo más actualizados posibles. Ha de valerse principalmente de los siguientes:
2.10.7 PLANOS DE INFORMACIÓN CATASTRAL
La planimetría catastral es una de las herramientas de mayor utilidad, de cuyo detalle
depende la efectividad del diseño, es decir estimar con certeza la disposición de los
solares para poder establecer por ejemplo la disponibilidad inmobiliaria para la
ubicación de nuevas cámaras de transformación o seccionamiento.
2.10.8 ORTOFOTOS
Es una herramienta complementaria que articula el detalle de una fotografía aérea con
las características geométricas de un plano. Mediante este recurso se puede tener una
idea mucho más acertada sobre el terreno en caso de no conocerlo, pudiendo
identificar principalmente accidentes del suelo, sus usos y aspectos afines.
2.10.9 PLANOS DE USO Y OCUPACIÓN DEL SUELO
Permiten identificar por zonas los usos a los que está destinado un territorio,
especialmente si se trata de desarrollo de futuros proyectos.
Al respecto existe toda una normativa regulatoria dispuesta por el Ilustre Municipio de
Quito mediante la Ordenanza Metropolitana 0171 (30 Dic 2011) en la que se aprueba
24
el Plan Metropolitano De Ordenamiento Territorial (PMOT), en donde se especifica el
uso del suelo dependiendo del sector en donde se encuentra cuya explicación
resumida se halla en el anexo 2
También detallado, en la Ordenanza Municipal antes descrita, se encuentran las
asignaciones de zonificación para la habilitación del suelo y edificación que son:
•
Para habilitación del suelo: el tamaño mínimo de lote, expresado en metros
cuadrados, el frente mínimo del lote, expresado en metros lineales; y,
•
Para edificación: los retiros de construcción de la edificación, el coeficiente de
ocupación del suelo en planta baja (COS Planta Baja); el coeficiente de ocupación del
suelo total (COS total), expresados en porcentaje; la altura de la edificación expresada
en número de pisos y metros lineales.
En función de ello se establecen Asignaciones de Zonificación para Edificación y
Habilitación del Suelo. Para efecto de comprensión se describe a continuación la
información de interés para el desarrollo de este estudio del Cuadro No 12 de la
Ordenanza determinado por la Tipología de Zonificación para Edificación y Habilitación
del Suelo. Ver anexo 3.
25
3 CAPÍTULO 3
ANÁLISIS DE LA CARGA ACTUAL Y FUTURA
Al analizar un proyecto de suministro masivo, sea cual fuere su naturaleza, en primera
instancia se debe estimar la demanda a satisfacer, considerando tanto la actual como
la futura, así como su localización y su temporalidad. Estas magnitudes permiten
conocer las variaciones de la demanda eléctrica que incide sobre las redes de
distribución.
Con esta información, se puede estimar en pequeñas áreas el crecimiento diferenciado
que se produce para proyectar la red en función de las necesidades específicas de la
carga.
Es necesario además mantener la estadística para estas áreas fijas, independiente de
la topología de la red y su tamaño será en función de la magnitud de la densidad de
carga de una zona en particular. A estas pequeñas áreas se las conoce como micro
áreas.
Con el propósito de iniciar la estadística de la demanda por micro áreas en la EEQ, se
ha de partir determinando tamaños y ubicaciones, con el objetivo de registrar su
evolución en el tiempo, ya que serán las bases para la planificación del sistema de
distribución.
El crecimiento de la demanda en el sistema de potencia completo de la EEQ tiene un
crecimiento tendencial. Mientras que por micro área el crecimiento de la demanda
sigue una curva logística. Se presentan áreas con mayor crecimiento que otras, ya sea
por el poder adquisitivo de sus habitantes o por el diferente grado de utilización del
suelo que establece el plan regulador de la municipalidad.
De esta manera se ha planteado un reticulado para la creación de cuadrículas o micro
áreas en toda la zona de concesión de la EEQ de tal manera que se pueda utilizar esta
información para realizar estudios a nivel de distribución, y específicamente para
26
nuestra zona de particular interés, es decir, para el área dispuesta a ser servida por la
subestación 24 GIS.
3.1 DEFINICIÓN DE MICRO ÁREAS Y ESTADÍSTICA DE LA
DEMANDA A NIVEL DISTRIBUIDO.
En primera instancia se han de definir las micro áreas referenciales que servirán para
registrar anualmente la demanda de cada una, la potencia instalada, el número y tipo
de clientes por sector de consumo, los consumos promedio y máximo, las curvas de
carga características, entre otros datos, que constituirán la estadística de la demanda
a nivel distribuido. Específicamente lo que se hará es:
-
Definir micro áreas que sirvan para toda el área de concesión de la EEQ; y
-
Establecer un sistema de nomenclatura universal para las micro áreas.
3.1.1 SISTEMA DE COORDENADAS SELECCIONADO
Debido a que el objetivo es establecer una nomenclatura universal y que
consecuentemente ésta permita al reticulado expandirse para toda el área de
concesión, se utilizó para establecer el origen de coordenadas el Plano de la Ciudad
de Quito, aprobado el 24 de marzo del 2009 en convenio entre el Instituto Geográfico
Militar y el Municipio de Quito.
Por otro lado, se trata de seleccionar un punto al que se pueda referir el crecimiento
de la ciudad, en cualquier sector y que no exija referencias negativas. Con esa base
se selecciona un punto central en el referido plano, con las coordenadas del punto de
origen ubicadas en el Centro Histórico de la ciudad, que también funciona como centro
geográfico, tal como presenta en la Figura 3.1
27
.
Figura 3.1 Ubicación geográfica del centro de Quito según el Plano de Quito del
IGM
Con esta ubicación del origen de coordenadas se divide el área de la ciudad en 4
cuadrantes, Noreste (NE), Noroeste (NO), Sureste (SE) y Suroeste (SO), tal como se
ilustra en la Figura 3.2
28
Figura 3.2 Esquema de ubicación de micro áreas
3.1.2 TAMAÑO DE LAS MICRO ÁREAS
Como ya se mencionó, las micro áreas deben tener un tamaño fijo que permita
referenciarlas adecuadamente y situarlas en el área de servicio. La dimensión que más
se utiliza es de cuadrículas de 1 km x 1km. Estas cuadrículas se subdividen, en
dependencia de la densidad de carga.
29
Para las densidades de carga más altas, la cuadrícula se subdivide en 4 partes en
cada lado, con una superficie de 250 m x 250 m, es decir para obtener 16 cuadrículas
dentro de cada micro área base.
Para determinar las cuadrículas es necesario establecer un sistema que permita
identificar a cada una de ellas, de una manera independiente y universal, es decir que
sea posible nombrar un número indeterminado de micro áreas.
3.1.3 NOMENCLATURA
La identificación de las micro áreas se realiza a partir del origen de coordenadas ya
señalado y se escribe tomando en cuenta el cuadrante en el que se encuentra y la
ubicación exacta en función de los ejes ortogonales mencionados, como se ejemplifica
en la Figura 3.3
NE01-01
Cuadrante
al que
pertenece
Posición en
el eje de las
abscisas
Posición en el
eje de las
ordenadas
Figura 3.3 Identificación de áreas de 1Km x 1Km
3.1.4 SUBDIVISIÓN DE MICRO ÁREAS
Una vez identificadas las cuadrículas de 1 km x 1 km, para zonas con alta densidad
de carga es necesario subdividirlas hasta en 16 micro áreas de 250 m x 250 m. Las
subdivisiones serán nombradas de izquierda a derecha, continuando de arriba hacia
abajo, con números desde el 1 hasta el 16, que deberán ser añadidos a la identificación
de la cuadrícula principal, como se muestra en la Figura 3.4
30
NE01-01X
Cuadrante al
que
pertenece
Posición en
el eje de las
abscisas
Posición en
el eje de las
ordenadas
Número del 1 al 16 que
identifica a la micro-área
de 250x250
Figura 3.4 Identificación de Micro áreas
Figura 3.5 Nomenclatura para subdivisión de Micro áreas
Una vez establecido este procedimiento, es momento de proceder a la estimación y
proyección de la demanda propiamente dicha. Para ello se partirá referenciándose al
Anexo 7 del documento oficial “Proyección de la demanda”3 elaborado por el Ingeniero
3
Ing. Mentor Poveda, MSEE, Informe a Gerencia de la EEQ, Noviembre, 2014.
31
Mentor Poveda con colaboración directa de quienes han desarrollado el presente
trabajo, cuyo procedimiento y conclusiones principales se describen a continuación.
3.1.5 DESCRIPCIÓN DE LA HERRAMIENTA COMPUTACIONAL CYMDIST
Es un software para el análisis de redes de distribución de energía eléctrica, diseñado
principalmente para planificación y simulación del comportamiento de las redes de
distribución de energía eléctrica en diferentes condiciones de funcionamiento.
En general, este programa computacional es una herramienta muy potente para crear
estudios predictivos mediante la simulación, principalmente para evaluar una red
eléctrica cuando se han efectuado cambios en la misma, o un diseño completo de ser
el caso.
La forma de gestión de sus datos es a través de tablas SQL y archivos XML, lo que
facilita considerablemente la consulta y uso de los mismos, permitiendo procesarlos
mediante programas terceros (como Excel por ejemplo) según sean las necesidades.
3.2 ESTIMACIÓN DE LA DEMANDA ACTUAL POR MICRO ÁREA EN
FUNCIÓN DE CONSUMOS DE ENERGÍA
Para evaluar las condiciones actuales de operación de la red y las demandas
respectivas se debe hacer una distribución de la demanda existente en registros de la
cabecera del alimentador para lo que se empleará la herramienta informática Cymdist,
utilizando como variable de distribución la energía facturada en los últimos tres meses.
Analizando los registros de las demandas del grupo de primarios que sirven la zona,
se establece que el pico más alto de demanda para el sistema en análisis es el 6 de
mayo del 2013 a las 12.15 pm. Puesto que se trata de la mayor solicitación registrada
se adopta este día y hora para tomar la demanda en todos los alimentadores.
La adquisición de la base de datos se la hace a través del Departamento de
Comercialización de la EEQ, obteniendo un documento de formato igual al que se
muestra en la Figura 3.6
32
Figura 3.6 Fragmento donde se muestra el formato tipo de un archivo de Excel,
donde constan los datos de consumo por usuario obtenidos del Depto. de
Comercialización de la EEQ.4
Existen diferentes formas de ingresar datos en el Cymdist, es decir, ya sea a través de
su interfaz gráfica o mediante la modificación directa a su base de datos. En este caso
se procederá por facilidad a modificar la base de datos. Para ello es necesario adecuar
los datos de Excel al mismo formato (mismos campos y ubicación exacta de las
columnas) con el que trabaja la base de datos en Access propias del Cymdist.
Figura 3.7 Formato de la información en Excel para cargar base de datos en
Access del Cymdist5
Acto seguido se remplazan los datos de la base que constan en la tabla
CYMCUSTOMERLOAD del Cymdist con los nuevos obtenidos de la hoja de Excel
como se muestra en la Figura 3.8 :
4
5
Ing. Mentor Poveda, MSEE, Informe a Gerencia de la EEQ, Noviembre, 2014.
Ing. Mentor Poveda, MSEE, Informe a Gerencia de la EEQ, Noviembre, 2014.
33
Figura 3.8 Fragmento de la presentación del documento de Access en donde se
muestran las bases de datos del Cymdist6.
Con ayuda de la herramienta informática Cymdist se muestran los alimentadores para
posteriormente superponer el reticulado que formará cada una de las micro áreas
como se muestra en la Figura 3.9
Figura 3.9 Presentación en Cymdist de los alimentadores asociados a la
subestaciones 24 y 28 7
6
7
Ing. Mentor Poveda, MSEE, Informe a Gerencia de la EEQ, Noviembre, 2014
Ing. Mentor Poveda, MSEE, Informe a Gerencia de la EEQ, Noviembre, 2014
34
Figura 3.10 Montaje del reticulado que forman las micro áreas desde un archivo
.dwg sobre las redes primarias mostradas en el Cymdist8.
Figura 3.11 Visualización en Cymdist de la información ingresada en la base de
datos de Access.9
8
9
Ing. Mentor Poveda, MSEE, Informe a Gerencia de la EEQ, Noviembre, 2014
Ing. Mentor Poveda, MSEE, Informe a Gerencia de la EEQ, Noviembre, 2014
35
Figura 3.12 Análisis de la distribución de carga para obtener los resultados de
demanda por micro área.10
Figura 3.13 Generación de reportes en Excel a partir de los resultados
generados en Cymdist.11
10
11
Ing. Mentor Poveda, MSEE, Informe a Gerencia de la EEQ, Noviembre, 2014
Ing. Mentor Poveda, MSEE, Informe a Gerencia de la EEQ, Noviembre, 2014
36
TABLA QUE MUESTRA EL REPORTE GENERADO
POR CYME
TABLA DINÁMICA QUE MUESTRA LA
SUMATORIA DE LAS DEMANDAS PARCIALES DE
CADA MICRO-ÁREA
Figura 3.14 Reporte generado en Excel a partir de los resultados de Cymdist.12
3.3 ESTIMACIÓN DE LA DEMANDA ACTUAL POR MICRO ÁREA
CON EL INGRESO DE COCINAS DE INDUCCIÓN
Como consecuencia de que no existe un histórico del impacto que causa al sistema
de distribución el ingreso masificado de cocinas de inducción, el análisis detallado del
mismo en sí ameritaría un estudio completo y por separado. Para el presente trabajo
se tomará como dato de partida el informe presentado a la Gerencia de Distribución
de la EEQ por el Ing. Mentor Poveda13, cuyo resumen y conclusiones principales se
presentan a continuación.
La Organización Latinoamericana de Energía (OLADE) realizó un estudio de los usos
finales del sector eléctrico en Costa Rica en el año de 1992, donde se evidenciaba una
penetración muy alta del uso de cocinas eléctricas, donde el 82% de usuarios
residenciales las empleaba.
13,14
Ing. Mentor Poveda, MSEE, “Análisis de los efectos de la incorporación de cocinas de inducción en
el sistema eléctrico de la Empresa Eléctrica Quito S.A”, V2-Septiembre 4, 2014.
37
Relacionando esta información con la facturación de los clientes y con los registros de
las curvas de carga del sistema y empleando en el análisis intervalos de demanda de
15 minutos, se obtuvieron las curvas de carga por sector de consumo, como se
muestra en la Figura 3.1514
Figura 3.15 Curvas de carga por sector de consumo. San José, Costa Rica,
1992 14
Destacan dos picos en la curva de carga del sistema (Total), debido a la cocción
eléctrica uno entre las 10:00 y las 12:00 y otro en la noche, donde principalmente se
recalientan los alimentos, con una menor coincidencia y consecuentemente un menor
peso global en el sistema.
El diagrama de barras de la Figura 3.16 muestra la participación de la demanda de la
cocción en los dos principales picos del sistema.
Comparando la composición de los sectores de consumo de la Empresa Eléctrica
Quito S.A. (EEQ S.A.) y la Compañía Nacional de Fuerza y Luz (CNFL) donde se
evidencia en ambos casos el predominio del sector residencial como se muestra en la
Figura 3.17
38
Figura 3.16 Participación en porcentaje de la cocción en los picos del sistema
eléctrico. San José, Costa Rica, 1992 15
Figura 3.17 Composición de los Sectores de Consumo 16
Como resultado de las semejanzas que arrojan este análisis entre los dos sistemas se
concluye que es válido tomar para el nuestro en cuanto a la cocción se refiere, la
relación de proporcionalidad entre picos, o, dicho de otra forma, al medio día
15Ing.
Mentor Poveda, MSEE, “Análisis de los efectos de la incorporación de cocinas de inducción en el
sistema eléctrico de la Empresa Eléctrica Quito S.A”, V2-Septiembre 4, 2014.
16Ing. Mentor Poveda, MSEE, “Análisis de los efectos de la incorporación de cocinas de inducción en el
sistema eléctrico de la Empresa Eléctrica Quito S.A”, V2-Septiembre 4, 2014.
39
considerar la incidencia completa de la cocción, mientras que en el pico de la noche
sólo el 60% del peso al mediodía.
Finalmente es necesario determinar los factores de coincidencia a nivel de alimentador
lo que se realiza tomando como referencia las curvas de demanda diversificada
respecto al número de unidades o consumidores17, lo que se muestra en la Figura
3.18.
Figura 3.18 Demanda diversificada de algunos equipamientos
Se partirá de dos premisas para el análisis:
17
Westinghouse, “Electric Utility Engeneering Reference Book: Distribution Systems”, Página 35,
Westinghouse, Pennsylvania 1965
40
-
Se espera tener un uso final del orden del 90% del total de clientes residenciales
en el área de servicio de la EEQ, y
-
El dato de potencia de placa de las cocinas será de 4kW.
Empleando la curva “RANGES” se aprecia que la demanda máxima diversificada
promedio para 1 usuario es 3.7 kW y para 4000 usuarios está en el orden de 0.7
Para estimar el factor de coincidencia es preciso relacionar los valores de la demanda
para un cierto número de clientes con el correspondiente a un cliente para obtener los
factores de coincidencia, así pues, el factor de coincidencia a nivel primario se calcula
a partir de los valores de demanda que se obtienen de la curva de la Figura 3.18, como
se muestra en la ecuación 3.1
଴Ǥ଻
‫ܨ‬௖௢௜௡௦௨௕௘௦௧௔௖௜×௡ሺସ଴଴଴௖௢௖௜௡௔௦ሻ ൌ
ൎ ͲǤͳͺ (3.1)
ଷǤ଻
Para un número semejante o mayor a los 4000 usuarios la curva se vuelve
prácticamente asintótica, y debido que para la subestación 24 existe un total de 6975
usuarios residenciales y para la subestación 28 este valor es de 3742 estas
estimaciones son perfectamente válidas.
Referenciándose al National Electrical Code18, puntualmente a su Tabla 220.55, se
establece que 1 cocina eléctrica que se encuentre entre 31/2 y 81/4 debe tener un factor
de demanda de 80%, así se establece que la demanda individual para una cocina de
4kW es de 3.2kW.
De las consideraciones anteriores se obtiene una demanda diversificada a nivel de
alimentador primario como se muestra en la ecuación 3.2
‫ݔܽ݉݉݁ܦ‬ௗ௜௩௘௥௦௜௙௜௖௔ௗ௔௔௡௜௩௘௟௣௥௜௠௔௥௜௢Ǥ ൌ ͵Ǥʹܹ݇ ‫Ͳ כ‬Ǥͳͺ ൌ ͷ͹͸ܹ (3.2)
18
National Fire Protection Association, National Electrical Code, Massachusetts, 2011
41
Este valor de 576 W se convierte en un requerimiento adicional de demanda para cada
uno de los usuarios residenciales que conforman el área servida, por lo que se debe
modificar la información de los clientes residenciales de la base de datos que se
describió anteriormente. Para este cometido se empleará una aplicación como se
muestra a en la Figura 3.20
Figura 3.19 Tabla 220.55 del National Electrical Code, 2011
Figura 3.20 Aplicación para introducir el incremento de demanda de usuarios
residenciales por efecto de la introducción de las cocinas de inducción. 19
19
Ing. Mentor Poveda, MSEE, Informe a Gerencia de la EEQ, Noviembre, 2014
42
Abierta la nueva aplicación se ingresa la demanda máxima coincidente 576W y al
ejecutarse este dato se carga en la base de datos de Access a los usuarios
residenciales. La distribución de la demanda y tabulación de los resultados responde
al mismo procedimiento descrito en el apartado 3.2.
3.4 ESTIMACIÓN DE LA DEMANDA FUTURA POR MICRO ÁREA
En los epígrafes 3.2 y 3.3, para establecer las valores de demanda en cada micro área
ha bastado realizar una distribución de carga con ayuda del software de simulación
Cymdist a partir de los ya explicados datos, pero para este apartado se deben tomar
en cuenta consideraciones particulares, propias del comportamiento de una curva tipo
logística,
como
se
muestra
en
la
Figura
3.21
Figura 3.21 Crecimiento de la demanda por micro área (Adaptación de la
referencia20)
En la Figura 3.21 se distinguen tres zonas:
-
20
Zona 1: inicio de la ocupación y crecimiento de la micro área.
Willis, Lee, "Power Distribution Planning Reference Book", Kindle Edition, Marcel Dekker, 2009.
43
-
Zona 2: desarrollo con mayor dinámica del crecimiento.
-
Zona 3: saturación.
El estudio se centra en la “zona 3” de la Figura 3.21, donde se ha alcanzado el nivel
de saturación y la curva se vuelve prácticamente plana, lo que significa que se han
estabilizado en un valor máximo relativamente constante el número de individuos que
habitan un determinado territorio, y en consecuencia la demanda de la micro área en
la que se localizan también se ha estabilizado.
Este estado de saturación se encuentra fuertemente ligado a los límites de
construcción y ocupación del suelo que dispone el Ilustre Municipio de Quito,
puntualmente citándolo en la Ordenanza Metropolitana 0171, por lo que resulta fácil
concluir que para este análisis se debe cuantificar de alguna manera la influencia de
la construcción efectiva por cada micro área y relacionar este valor con la demanda de
las mismas.
3.4.1 METODOLOGÍA
PARA
ESTABLECER
EL
ÁREA
TOTAL
DE
CONSTRUCCIÓN HABILITADA POR MICROÁREA
Se comenzará analizando el apartado de la Ordenanza Metropolitana 0171, donde se
establece en el Plan Metropolitano De Ordenamiento Territorial, con lo que es posible
hallar el área neta de construcción habilitada para una lotización específica en función
de la localización de ésta en el plano de la ciudad de Quito. A partir de este referente
se debe hacer una adaptación para que esta área neta de construcción efectiva se vea
reflejada por micro área para obtener un indicador de la saturación en crecimiento
vertical de la misma, y así establecer un marco de partida para la proyección de la
demanda.
Para mejorar la gestión de esta información se emplea un documento en formato digital
provisto por la Municipalidad del Cabildo, compatible para visualizarse en el programa
CYME con ello se conoce la zonificación de cada punto del plano.
44
Figura 3.22 Fragmento del archivo tipo .shape provisto por el Ilustre Municipio
de Quito donde consta la distribución en el plano de las zonas dispuestas en
ORDENANZA METROPOLITANA 0171. 21
En el documento mencionado se establece la Zonificación de Uso y Ocupación del
Suelo donde se definen zonas en función del COS (Coeficiente de Ocupación del
Suelo) y del número de pisos permitido para el crecimiento vertical.
Para poder editar y manipular más a fondo esta información se migran los planos a un
archivo tipo .dwg de AutoCAD.
21
Ing. Mentor Poveda, MSEE, Informe a Gerencia de la EEQ, Noviembre, 2014
45
Figura 3.23 Fragmento del plano de AutoCAD donde se encuentra migrado las
zonas de cobertura de los respectivos uso del suelo dispuestos por la
ORDENANZA METROPOLITANA 0171 sobre la planimetría catastral del área de
estudio y el reticulado que forman las micro áreas asignadas.
46
Para apreciar en el plano las zonas de acuerdo al coeficiente de ocupación del suelo
en el plano y facilitar la identificación de la participación de éstas en cada micro área,
se identifican de un color diferente a cada reticulado, estableciéndose la simbología
presentada en la Figura 3.24
Zona
A1016-40
A304-50
A604-50
A606-50
A606-60
A608-50
A608-60
A610-50
A610-70
A612-50
A812-50
C612-70
Figura 3.1 Identificación de las zonas de la
ORDENANZA METROPOLITANA0171
D203-80
ZC
Color
47
Para cuantificar esta participación se debe determinar el área máxima de construcción
efectiva en condiciones de saturación, es decir, al área neta (62500 m 2) restar el área
correspondiente a calles y parques.
Figura 3.25 Micro área tipo que incluye las zonas dispuestas por la
ORDENANZA METROPOLITANA 0171
Finalmente tendremos una tabulación como la ejemplificada en la Tabla 3.1
M
A612-50
A608-60
Área
neta
(m2)
8356,26
2088,47
6267,77
53879,67 7141,08 46738,58
Área
calles
(m2)
50
60
3133,88
28043,15
12
08
Área
Altura
COS habilitada
Máxima
(%)
por piso
(pisos)
(m2)
37606,67
224345,22
Área
permitida
Uso
261951,9
0,34
(MW)
0,56
(MW)
R
representa el Área permitida calculada sobre el total, es decir, sobre el Área Total habilitada por micro área.
Uso Predominante = Se determina en función del tipo de uso predominante tomando en cuenta la proporción que
Área Total habilitada por micro área = ∑ (Área permitidas calculadas)
Área permitida calculada = Área habilitada por piso * Altura Máxima (pisos)
Área habilitada por piso = Área neta * COS (en porcentaje)
Área neta = Área total - Área calles
Demanda
Área Total
habilitada
SIN
CON
Predominante
por micro COCINAS COCINAS
área
COS y Altura Máxima se obtienen a partir del dato de la Tipología de Zonificación
Dónde:
NE0303-03
R
Tipo Tipología
área total
Micro área de
de
(m2)
Uso Zonificación
Demanda
Tabla 3.1 Modelo de tabla con todos los campos a llenar en cada micro área de la zona de estudio
48
49
Terminado este proceso para todas las micro áreas implicadas, es preciso
organizarlas y clasificarlas de tal forma que esta clasificación las caracterice con
miras a generalizar el comportamiento de las micro áreas saturadas para todas las
demás que están en vías de saturación.
En este sentido se establece que el criterio de clasificación será el tipo de uso del
suelo predominante en cada micro área, es decir residencial (R) y múltiple (M),
presentándose además, casos que ameritan un tratamiento particular, es decir
aquellas zonas donde existe la presencia de centros comerciales o afines a los que
se les identificará como especiales (E) y por otra parte aquellas que no tienen
perspectiva de crecimiento alguno, como es el caso de aquellas que se encuentran
cubriendo el área del parque.
El detalle de cálculo y la caracterización de cada micro área está detallado en el
anexo 4
3.4.2 DETERMINACIÓN Y ANÁLISIS DE MICRO ÁREAS SATURADAS
En este punto es preciso mencionar que se considera a una micro área como
saturada cuando cumple dos lineamentos, uno cualitativo y uno cuantitativo.
Cuantitativamente se tomará en consideración que:
-
Los elementos (micro áreas) de mayor demanda obtenidas del análisis
estadístico,
Como criterio corroborante, cualitativamente se verificará que:
-
La gran mayoría de la infraestructura localizada en la micro área es
relativamente nueva y/o
-
La gran mayoría de la infraestructura localizada en la micro área está
“congelada”, es decir, que no tiene miras crecimiento ni potencial desarrollo.
Aplicando estos criterios a la información detallada en el anexo 4 se obtienen los
siguientes resultados:
50
Tabla 3.2 Micro áreas residenciales en condiciones de saturación
Micro
áreas_R
Área Total
habilitada
por micro área
_(calculado)
Demanda con
cocinas (MW)
Relación Demanda-Metros
cuadrados efectivos(W/m2)
_con cocinas
NE0302-04
128914,747
0,60
4,65
NE0303-02
150293,585
NE0403-09
221636,567
NE0303-16
167827,891
NE0403-01
159217,507
NE0304-12
262140,308
NE0403-05
198683,053
NE0302-03
199123,858
MEDIA
0,62
0,88
0,65
0,60
0,87
0,65
0,65
0,69
4,15
3,97
3,87
3,77
3,32
3,27
3,26
3,75
RELACIÓN Demanda-Metros cuadrados
efectivos(W/m2) _CON COCINAS
5,00
4,00
3,00
2,00
1,00
0,00
NE0302-04 NE0303-02
NE0403-9
NE0303-16 NE0403-01 NE0304-12 NE 0403-05
NE0302-3
Figura 3.26 Valores de la relación W/m2 de las micro áreas residenciales
saturadas con cocinas de inducción
51
Tabla 3.3 Micro áreas múltiples en condiciones de saturación
Micro
áreas_M
Área Total
habilitada
por micro área
_(calculado)
NE0404-01
204060,69
NE0305-14
73306,24
NE0304-04
219566,82
NE0304-13
198613,10
NE0404-5
216290,85
NE0303-11
273235,91
NE0302-05
233836,03
NE0204-8
225328,27
NE0204-16
227354,68
NE0303-06
220992,32
NE0204-15
162028,21
MEDIA
Demanda con
cocinas (MW)
Relación Demanda-Metros
cuadrados efectivos(W/m2) con
cocinas
1,30
0,44
1,30
1,17
1,26
1,50
1,25
1,17
1,17
1,13
0,82
1,14
6,37
6,03
5,92
5,91
5,83
5,49
5,35
5,19
5,15
5,12
5,05
5,57
RELACIÓN Demanda-Metros cuadrados
efectivos(W/m2) _CON COCINAS
7,00
6,00
5,00
4,00
3,00
2,00
1,00
0,00
Figura 3.27 Valores de la relación W/m2 de las micro áreas múltiples
saturadas con cocinas de inducción
52
Tabla 3.4 Micro áreas especiales
Micro área
Área Total habilitada
por micro área
(calculado)
Demanda
con cocinas
(MW)
NE0303-05
235588,37
6,45
NE0305-02
260907,97
4,71
NE0305-10
305632,48
3,76
NE0305-06
236044,54
2,38
NE0404-6
NE0405-05
NE0305-07
NE0303-01
201012,80
265819,80
306563,88
263988,20
2,34
2,34
2,02
2,01
Detalle de uso
Plataforma gubernamental
proyectada
Plataforma gubernamental
proyectada
Centro Comercial Iñaquito
Mayor parte CCNU y
totalmente edificado
Centro comercial
QUICENTRO
Parte CCNU
Centro Comercial Jardín
Con estos resultados se procede a la constatación visual, verificándose que
efectivamente la micro áreas que presenta las relaciones Demanda-Metros
cuadrados efectivos (W/m2) más altas son aquellas en que la infraestructura
localizada en la micro área es relativamente nueva y de fuerte crecimiento vertical.
Una vez estimadas las condiciones de saturación y analizadas las micro áreas que
las cumplen, se procede a realizar la proyección de la demanda propiamente dicha
para toda la zona. Para ello se procede como sigue:
-
Para micro áreas residenciales (R) no saturadas se tomará el dato de metros
cuadrados de construcción efectiva de la respectiva cuadrícula y se multiplicará
este valor por el coeficiente Demanda/Metros cuadrados efectivos igual a 3,75
W/m2.
-
Para micro áreas múltiples (M) no saturadas se tomará el dato de metros
cuadrados de construcción efectiva de la respectiva cuadrícula y se multiplicará
este valor por el coeficiente de la relación Demanda-Metros cuadrados efectivos
igual a 5,57 W/m2.
-
Para micro áreas especiales (E) se mantendrá el mismo valor.
-
Para micro áreas con presencia total de parque (P) su valor será de 0 MW.
53
Así, los resultados de la proyección se muestran en el anexo 5.
Finalmente, estos resultados deben ser corroborados por una constatación visual
del entorno, para verificar que efectivamente se encuentran en condiciones de
saturación.
3.5 DETERMINACIÓN DEL ÁREA ABASTECIDA POR LA NUEVA
SUBESTACIÓN CAROLINA GIS
Para este cometido se partirán de tres aspectos fundamentales:
-
La potencia del transformador (o transformadores) de la subestación.
-
La demanda de las micro áreas en condiciones de saturación.
-
Límites de potencia estimada por cada alimentador
Para este particular está planificada la adquisición de un transformador de 25 MVA,
cuya potencia será distribuida en alimentadores primarios de 6 MVA
aproximadamente (valor acordado en coordinación con el Departamento de
Operación y Mantenimiento de la Empresa Eléctrica Quito) cada uno, dándose en
consecuencia, un total de 4 primarios que abastecerán un área determinada en
función de las demandas calculadas en condiciones de saturación por cada una de
las micro áreas.
Con ayuda de Excel se presenta el resumen de los valores de demanda en
condiciones de saturación por micro área dentro de la zona de interés junto con los
polígonos que cubren los nuevos primarios que cumplen las condiciones antes
descritas. El detalle se muestra en la Figura 3.28 (a) y una ampliación del mismo
para las micro áreas que cubren la nuevas subestación en la Figura 3.28 (b).
Los polígonos propuestos han de ser determinados teniendo en cuenta a más de
la demanda del área a ser servida, la disposición de calles y avenidas que constan
en la planimetría de dichas áreas, como se muestra en la Figura 3.29.
54
Figura 3.28 (a) Resumen de los valores de demanda en condiciones de
saturación de las micro área de toda la “Zona A” en función de las
demandas por micro área en condiciones de saturación
Figura 3.28(b) Resumen de los valores de demanda en condiciones de saturación de las micro área cubiertas por los
nuevos primarios en función de las demandas por micro área en condiciones de saturación.
55
Figura 3.29 Polígonos de cobertura de cada primario GIS dispuestos en concordancia con calles y avenidas
56
57
4 CAPÍTULO 4
PROPUESTA TOPOLÓGICA DE LAS REDES DE MEDIO Y
BAJO VOLTAJE
Al hablar de topología de una red eléctrica se hace referencia a la disposición
general de los tramos de los circuitos mediante los cuales se distribuirá la energía,
es decir, que se enfoca en la forma de conexión de los segmentos de circuitos,
dejando momentáneamente de lado detalles como exactitud en distancias de
tramos, ubicación final de equipos, entre otros.
Como ya se ha mencionado en el capítulo dos del presente trabajo, en términos
generales existen configuraciones tipo radial, lazo, mallada, y huso. Éstas pueden
ser aplicadas tanto en las redes de medio como de bajo voltaje, teniendo en cuenta
criterios de respuesta frente al fallo del sistema y garantía de calidad de servicio
adecuados dependiendo cual sea el caso.
4.1 TOPOLOGÍA ACTUAL
4.1.1 RED TRONCAL DE ALIMENTADORES
En cuanto a las redes actuales de medio voltaje se refiere, es menester diferenciar
al sistema troncal de la red de medio voltaje propiamente dicha.
Refiriéndose a la red troncal de alimentadores, su topología es predominantemente
radial.
Cabe destacar que la característica principal para su identificación es el calibre
mayor que estos presentan (500 MCM) y en consecuencia su mayor capacidad de
corriente.
La distribución de las redes de medio voltaje que se derivan de la subestación actual
Carolina, se muestran en la Figura 4.1
Figura 4.1Topología actual de los alimentadores primarios de la subestación 24 (Carolina)
24
58
59
Incorporando a esta información los polígonos respectivos al área de cobertura de
los nuevos primario GIS, se tiene como se muestra en la Figura 4.2
24
Figura 4.2 Área de cobertura de la nueva subestación 24 GIS
60
4.1.2 RED DE MEDIO VOLTAJE ASOCIADA A LOS TRONCALES
En cuanto a estos tramos de la red, las configuraciones de los circuitos son radiales
con interconexiones con otros primarios, como puede apreciarse es el fragmento
mostrado en la Figura 4.3, localizado entre las avenidas República, Eloy Alfaro y 6
de Diciembre, donde se presentan redes soterradas
CÁMARA DE
SECCIONAMIENTO
Y TRANSFERENCIA
24 A - 01C
CÁMARA DE
SECCIONAMIENTO
Y TRANSFERENCIA
24 A – 24C
Figura 4.3 Fragmento de la red de medio voltaje de la zona en estudio donde
se evidencia su topología típica22.
4.1.3 RED DE BAJO VOLTAJE
Analizando la red de bajo voltaje existente se evidencia una configuración radial,
como puede constatarse en la Figura 4.4.
22
Fuente: http://webgis.eeq.com.ec/
61
Figura 4.4 Distribución típica de las redes de bajo voltaje
4.1.4 RESPUESTA FRENTE A CONTINGENCIAS DE LA TOPOLOGÍA
ACTUAL
4.1.4.1 Fallo en la red de medio voltaje asociada a la troncal
En caso de existir falla en algún segmento de la red de medio voltaje derivada de
los alimentadores troncales, para aislar la falla es necesario seccionar dicho
segmento y en consecuencia dejar sin servicio a los transformadores que dependen
de éste, o en su defecto, acto seguido de las operaciones de seccionamiento
realizar transferencias de carga hacia los alimentadores adyacentes, en la medida
de que esto sea posible. Esto puede apreciarse claramente una de las ampliaciones
de los puntos de transferencia como se muestra en la Figura 4.5.
Lo detallado nos lleva a la conclusión de que en principio este escenario el sistema
presenta una respuesta adecuada frente al fallo, sin embargo conforme ha crecido
la demanda en la zona, progresivamente ha ido disminuyendo la capacidad para
tomar carga de los diferentes segmentos de la red, por la evidente reducción del
margen de capacidad de conducción disponible de los conductores, lo que se hará
más crítico cuando se llegue al estado de saturación.
62
Figura 4.5 Cámara de seccionamiento y transferencia 24A – 24C23
4.1.4.2 Fallo en la red troncal
Es claro advertir un problema en el caso de suscitarse una falla en la red troncal,
ya que, de ser el caso, la única solución viable es realizar un número considerable
de transferencias como las descritas hacia los alimentadores adyacentes, lo que
claro está, progresivamente se dificulta conforme se incrementa la demanda del
sistema.
4.2 PROPUESTA DE DISEÑO “A”
Debido a que la propuesta de este proyecto sugiere el inicio de una reestructuración
global del sistema eléctrico de distribución, dentro de lo concerniente a la topología,
se introduce un diseño diferente a lo convencional dentro del área de concesión.
Este diseño alternativo es el denominado huso, cuya configuración es como se
muestra en la Figura 4.6.
Cabe destacar que la mejora principal de esta propuesta frente a la actual radica
en dos aspectos fundamentales:
23
Fuente: http://webgis.eeq.com.ec/
63
TRONCAL
Figura 4.6 Representación esquemática de la topología tipo Huso
-
Incremento en el nivel de respuesta frente al fallo, lo que se perfila como un
avance de gran importancia debido a la necesidad de ésta por la eminente
introducción de cocinas de inducción dentro del sistema eléctrico de distribución,
y, por otra parte,
-
La flexibilidad para la expansión, mitigando así el problema actual del sistema.
4.2.1 ELEMENTOS DE UNA CONFIGURACIÓN TIPO HUSO
Para ilustrar este sistema se realizará el análisis entre dos cámaras de
seccionamiento, cuyos elementos son:
- Cámaras de seccionamiento, donde se encuentran localizados barrajes y
elementos de corte y seccionamiento.
- Interruptores, encargados de realizar apertura del circuito bajo carga ante la
detección de una falla. Son empleados en el inicio y final de cada huso.
- Seccionadores bajo carga, encargados de realizar la apertura del circuito bajo
carga que a diferencia de los interruptores su operación es manual.
- Troncal, que corresponde a los tramos de red que han de poseer la capacidad de
conducción de corriente necesaria para abastecer a toda la red derivada de ésta.
64
- Husos, que son los segmentos de circuito derivados de las cámaras de
seccionamiento que abastecerán a los transformadores de distribución asociados
a la red.
- Cámaras de transformación, que serán las encargadas de transformar el nivel de
medio voltaje a valores de voltaje utilizables por los usuarios finales
TRONCAL
´
´
´
´
Figura 4.7 Elementos constitutivos de una red tipo Huso
4.2.2 RED TRONCAL Y DE MEDIO VOLTAJE ASOCIADA DE LA TOPOLOGÍA
PROPUESTA
Una vez entendidos cuales son los elementos que conforman esta red y la labor
que cumplen, es necesario describir el funcionamiento de la misma.
En condiciones normales de operación, en cuanto a la red troncal se refiere, todos
los seccionadores de entrada y salida de cada una de las cámaras operarán
normalmente cerrados, permitiendo así una alimentación permanente a toda la red.
En los husos por otra parte la red operará adecuadamente en la medida que operen
los interruptores I como normalmente cerrado (ver Figura 4.7) e interruptores I´
65
como normalmente abiertos o viceversa. Es precisamente esta característica la que
le ofrecerá la respuesta frente al fallo al sistema como se verá más adelante.
4.2.3 RED DE BAJO VOLTAJE
Semejante a la disposición actual se mantendrá la configuración tipo radial, debido
principalmente a que aquello que le ofrece respuesta frente al fallo y por ende
continuidad de servicio al usuario final, se encuentra principalmente en la red de
medio voltaje.
4.2.4 RESPUESTA
FRENTE
A
CONTINGENCIA
DE
LA
TOPOLOGÍA
PROPUESTA
4.2.4.1 Fallo en la red de medio voltaje asociada a los troncales
Partiendo del supuesto de una falla en el segmento de red X1-2 como se muestra
en la Figura 4.8, el procedimiento a seguir sería el siguiente:
-
Aislamiento de la falla: mediante la apertura de los seccionadores 1By 2A
-
Alimentación para las cargas desenergizadas desde otra barra: para el caso,
desde la barra de seccionamiento 2 se alimentan las cargas 2 y 3, mediante el
TRONCAL
Figura 4.8 Falla tipo en un huso
´
´
cierre del interruptor I´.
66
4.2.4.2 Fallo en un segmento troncal
Cambiando el escenario de fallo a un punto en un segmento troncal, como se
muestra en la Figura 4.9, se debe proceder como sigue:
-
Aislamiento de la falla, mediante la apertura de los seccionadores S y S´
-
Energización de barra, pudiendo ser cualquiera de las dos con el alimentador
de respaldo mediante el seccionador SR.
Energización del huso mediante I o I´, según cual barra haya sido energizada.
´
-
TRONCAL
´
Figura 4.9 Falla en un segmento troncal
4.2.4.3 Fallo en interruptor de salida del alimentador
En caso de existir la necesidad de desconexión del interruptor de salida del
alimentador de la subestación, por cualquier motivo, sea por fallo o simple
mantenimiento, se procederá a transferir toda la carga del alimentador a otro
adyacente, como se evidencia en la Figura 4.10. Partiendo del supuesto que deba
salir de servicio el seccionador 1A, debería procederse de la siguiente manera:
67
Disyuntor
Principal
PRIMARIO A
Secc. 1A
PRIMARIO B
Fuera de servico
Aux 1
Secc. 1B
Aux 2
Figura 4.10 Transferencia de carga entre cabeceras de primarios
-
Desenergización del primario A, mediante la abertura del disyuntor A y acto
seguido del seccionador 1A.
-
Energización de la barra 1A, mediante el cierre de los seccionadores bajo carga
Aux 1 y Aux 2.
Finalmente, una vez analizados todos los escenarios de fallo, y evidenciada la
excelente respuesta de esta propuesta frente a los mismos, se plantea la
representación esquemática de la topología del circuito mediante su diagrama
unifilar, basándose en las condiciones reales del presente proyecto, como se
muestra en la Figura 4.11.
Secc. 2A'
PRIMARIO A
Secc. 2B
Secc. 1B
PRIMARIO B
Secc. 5C
Secc. 3C
Secc. 2C
Secc. 1C
Secc. 5C'
Secc. 4C
PRIMARIO C
Secc. 3D
Secc. 2D
Secc. 1D
Secc. 2D'
Secc. 3D'
PRIMARIO D
Secc. 6D''
Secc. 5D''
Secc. 4D''
Secc. 3D''
Figura 4.11 Diagrama unifilar de las líneas troncales de la red de distribución de la S/E 24GIS
Secc. 2A
Secc. 1A
Disyuntor Principal
68
69
4.3 PROPUESTA DE DISEÑO “B”
Sin perder de vista que una de las prioridades más significativas es incrementar los
niveles de respuesta frente al fallo en el sistema, otra alternativa viable de diseño
es la denominada topología en anillo abierto, cuyo funcionamiento se ilustra en la
Figura 4.12
TRONCAL
Figura 4.12 Representación esquemática de la topología tipo anillo
4.3.1 ELEMENTOS DE UNA CONFIGURACIÓN TIPO ANILLO ABIERTO
Para ilustrar este sistema se realizará el análisis entre dos cámaras de
seccionamiento, cuyos elementos son:
- Cámaras de seccionamiento, donde se encuentran localizados barrajes y
elementos de corte y seccionamiento.
- Interruptores, encargados de realizar apertura de circuito bajo carga ante la
detección de una falla. Son empleados en al inicio y final de cada anillo.
- Seccionadores bajo carga, encargados de realizar la apertura del circuito bajo
carga que a diferencia de los interruptores su operación es manual.
70
- Troncal, que corresponde a los tramos de red que han de poseer la capacidad de
conducción de corriente necesaria para abastecer a toda la red derivada de ésta.
- Anillos, que son los segmentos de circuito derivados de las cámaras de
seccionamiento que abastecerán a los transformadores de distribución asociados
a la red.
- Cámaras de transformación, que serán las encargadas de transformar el nivel de
medio voltaje a valores de voltaje utilizables por los usuarios finales
´
´
TRONCAL
´
Figura 4.13 Elementos constitutivos de una red tipo Anillo
4.3.2 RED TRONCAL Y DE MEDIO VOLTAJE ASOCIADA DE LA TOPOLOGÍA
PROPUESTA
Una vez entendidos cuales son los elementos que conforman esta red y la labor
que cumplen, es necesario describir el funcionamiento de la misma.
71
En condiciones normales de operación, en cuanto a la red troncal se refiere, todos
los seccionadores de entrada y salida de cada una de las cámaras operarán
normalmente cerrados, permitiendo así una alimentación permanente a toda la red.
En los anillos por otra parte la red operará adecuadamente en la medida que operen
los interruptores I como normalmente cerrado (ver Figura 4.13) e interruptores I´
como normalmente abiertos o viceversa. Es precisamente esta característica la que
le ofrecerá la respuesta frente al fallo al sistema.
4.3.3 RED DE BAJO VOLTAJE
Semejante a la disposición actual se mantendrá la configuración tipo radial, debido
principalmente a que aquello que le ofrece respuesta frente al fallo y por ende
continuidad de servicio al usuario final, se encuentra principalmente en la red de
medio voltaje.
4.3.4 RESPUESTA
FRENTE
A
CONTINGENCIA
DE
LA
TOPOLOGÍA
ALTERNATIVA DE DISEÑO
4.3.4.1 Fallo en la red de medio voltaje asociada a los troncales
Partiendo del supuesto de una falla en el anillo 2, como se muestra en la Figura
4.14, el procedimiento a seguir sería el siguiente:
-
Aislamiento de la falla: mediante la apertura de los seccionadores 1B y 2A
-
Alimentación para las cargas desenergizadas desde el otro segmento del anillo
luego de cerrar el interruptor I´.
72
´
TRONCAL
´
Figura 4.14 Falla tipo en un anillo
4.3.4.2 Fallo en un segmento troncal
Cambiando el escenario de fallo a un punto en un segmento troncal, como se
muestra en la Figura 4.15, se debe proceder como sigue:
-
Aislamiento de la falla, mediante la apertura de los seccionadores S y S´
-
Energización de barras mediante seccionadores para barras de respaldo ܵோభ y
ܵோమ .
73
´
TRONCAL
´
Figura 4.15 Falla en un segmento troncal
4.3.4.3 Fallo en interruptor de salida del alimentador
En caso de existir la necesidad de desconexión del interruptor de salida del
alimentador de la subestación, por cualquier motivo, sea por fallo o simple
mantenimiento, se procederá a transferir toda la carga del alimentador a otro
adyacente, como se evidencia en la Figura 4.16. Partiendo del supuesto que deba
salir de servicio el seccionador 1A, debería procederse de la siguiente manera:
74
Disyuntor
Principal
PRIMARIO A
Secc. 1A
PRIMARIO B
Fuera de servico
Aux 1
Secc. 1B
Aux 2
Figura 4.16 Transferencia de carga entre cabeceras de primarios
-
Desenergización del primario A, mediante la abertura del disyuntor A y acto
seguido del seccionador 1A.
-
Energización de la barra 1A, mediante el cierre de los seccionadores bajo carga
Aux 1 y Aux 2.
La representación esquemática de los segmentos troncales mediante su diagrama
unifilar, basándose en las condiciones reales del presente proyecto, sería de la
misma manera como se mostró en la Figura 4.11.
75
5 CAPÍTULO 5
ANÁLISIS TÉCNICO DE LAS REDES DE MEDIO Y BAJO
VOLTAJE
5.1 ESCENARIO ACTUAL
Para evaluar las implicaciones que el sistema eléctrico presentaría de continuar
creciendo conforme la disposición actual del sistema, conviene realizar una
simulación llevándolo a la saturación mediante la proyección por micro áreas que
se ha desarrollado en el capítulo tres del presente trabajo. Para este cometido
nuevamente se empleará la herramienta computacional Cymdist.
Básicamente el procedimiento consiste en ingresar los factores de crecimiento de
cada micro área para poner el sistema en condiciones de saturación y de esta
manera evaluar cómo reaccionará el sistema principalmente sobre los niveles de
carga de los primarios y la capacidad del sistema para afrontar eventualidades de
fallo.
En este sentido, luego de realizar el respectivo ingreso de datos, se obtienen los
reportes generados por el Cymdist que pueden apreciarse en detalle en el anexo 6
En la tabla 5.1 se presentan de manera sucinta los críticos niveles de carga de los
primarios que el sistema alcanzaría en condiciones de saturación. En base a ello
es fácil advertir las complicaciones que se presentarían, principalmente tomando
en cuenta criterios de confiablidad.
Como ya se ha analizado en el capítulo anterior en el apartado 4.1.4 la principal
forma que tiene el sistema actual para enfrentar fallos en segmentos de la red es
realizar transferencias de carga hacia los primarios adyacentes, y como es claro
esto será totalmente inviable debido a que de por sí cada primario sobrepasa el
porcentaje de carga permitido para su adecuada operación.
76
Tabla 5.1 Nivel de carga de primarios en condiciones de saturación para el
sistema a 6.3kV
Alimentador
Nivel De Carga
(%)
24 A
100,1
24B
117,9
24C
136
24D
188,6
24E
186,8
5.2 ESCENARIO PROYECTADO
Un aspecto de gran importancia que debe llevarse de la mano con la selección de
la topología es determinar cuáles serán los criterios para la selección de los nuevos
transformadores de 22.8kV, ya que aquello influirá fuertemente en el costo final del
proyecto.
5.2.1 CONDICIONES PRELIMINARES
En primer lugar, es necesario determinar cuál será la potencia de los
transformadores de distribución. Para este cometido se procede a realizar un
análisis tomando como elementos muestrales a los transformadores propuestos
para el diseño al del alimentador 24 C, sugeridos en base al cálculo detallado de
caídas de tensión de los circuitos de bajo voltaje, a partir del análisis de las cargas
presentes en ese polígono luego de los respectivos levantamientos en campo. El
análisis para determinar cada uno de estos transformadores puede apreciarse en
el Anexo 7
Finalmente, luego de la tabulación de los valores resultantes de los transformadores
de distribución, se llega a estimar una potencia media de 200kVA
5.2.2 PROCESO PARA LA ESTIMACIÓN DE LA DEMANDA A NIVEL DE
TRANSFORMADORES DE DISTRIBUCIÓN A PARTIR DE LA DEMANDA A
NIVEL PRIMARIO
En primera instancia es menester comprender que a nivel de transformador de
distribución existirán valores de diversidad y coincidencia diferentes que, a nivel de
transformación de la subestación, debido a que el número de usuarios asociados a
77
cada uno de ellos es sustancialmente diferente. Otro elemento clave para el caso
de los transformadores de distribución es el número de usuarios asociados.
En principio para estimar la demanda a nivel de transformadores de distribución a
partir de la demanda a nivel primarios es preciso hallar un factor que permita realizar
la corrección pertinente.
Partiendo del incremento en la demanda a nivel primario debido al ingreso de
cocinas de inducción, que está en el orden del 35%, es fácil advertir por diferencia
que la participación porcentual de usuarios comerciales es del 65%
Para el análisis se toma en consideración el primario 24D actual que es uno de los
de mayor influencia en el polígono que comprende la nueva subestación propuesta,
así se tiene a partir de la ecuación 5.1
ே೎೗೔೐೙೟೐ೞೝ೐ೞ೔೏೐೙೎೔ೌ೗೐ೞ
ே೟ೝೌ೙ೞ೑೚ೝ೘ೌ೏೚ೝ೐ೞ
ൌ ܰ௖௢௖௜௡௔௦ Ȁ‫ݎ݋݀ܽ݉ݎ݋݂ݏ݊ܽݎݐ‬ଶ଴଴௞௏஺ (5.1)
Así, el número de transformadores se calcula como se muestra en la ecuación 5.2
ܰ௧௥௔௡௦௙௢௥௠௔ௗ௢௥௘௦ ൌ
஽௠ž௫೛ೝ೔೘ೌೝ೔೚
ଶ଴଴௞௏஺
ൌ
ଷଷ଺ଽǤ଼ଷ
ଶ଴଴
ൌ ͳ͹‫( ݏ݁ݎ݋݀ܽ݉ݎ݋݂ݏ݊ܽݎݐ‬5.2)
Debido a que en el primario se tiene un total de 624 clientes residenciales, el
número de cocinas por transformador se calcula como se muestra en la ecuación
5.3
ே೎೗೔೐೙೟೐ೞೝ೐ೞ೔೏೐೙೎೔ೌ೗೐ೞ
ே೟ೝೌ೙ೞ೑೚ೝ೘ೌ೏೚ೝ೐ೞ
ൌ
଺ଶସ
ଵ଻
ൌ ͵͹ܿ‫( ݎ݋݀ܽ݉ݎ݋݂ݏ݊ܽݎݐݎ݋݌ݏܽ݊݅ܿ݋‬5.3)
De la curva Ranges de la Figura 3.18 se puede apreciar que
‫ݔž݉ܦ‬ௗ௜௩௘௥௦௜௙௜௖௔ௗ௔௣௔௥௔ଷ଻௨௦௨௔௥௜௢௦ ൌ ͳ
‫ݔž݉ܦ‬ௗ௜௩௘௥௦௜௙௜௖௔ௗ௔௣௔௥௔଺ଶସ௨௦௨௔௥௜௢௦ ൌ ͲǤ͹ͺ
Por lo que los respectivos factores de coincidencia serán como se muestra en la
ecuación 5.4 y en la ecuación 5.5.
‫݊݅݋ܿܨ‬௣௥௜௠௔௥௜௢ ൌ
଴Ǥ଻଼
ଷǤ଻
ൌ ͲǤʹͳͲͺ (5.4)
78
ଵ
‫݊݅݋ܿܨ‬௧௥௔௡௦௙௢௥௠௔ௗ௢௥ ൌ ଷǤ଻ ൌ ͲǤʹ͹Ͳʹ (5.5)
Y por lo tanto la relación entre factores de coincidencia será como se muestra en la
ecuación 5.6
ி஼೟ೝೌ೙ೞ೑೚ೝ೘ೌ೏೚ೝ
ி஼೛ೝ೔೘ೌೝ೔೚
଴Ǥଶ଻଴ଶ
ൌ ଴Ǥଶଵ଴଼ ൌ ͳǤʹͺ (5.6)
Finalmente, incluyendo la influencia de los usuarios comerciales tomando en cuenta
un factor de coincidencia del 0.9, tenemos como se muestra en la ecuación 5.7
ሺͳǤͳ ‫Ͳ כ‬Ǥ͸ͷሻ ൅ ሺͳǤʹͺ ‫Ͳ כ‬Ǥ͵ͷሻ ൌ ͳǤͳ͸͵ (5.7)
Lo que en términos generales representa un factor de corrección igual a 1.163, o,
dicho de otra forma, es necesario multiplicar por este factor los valores de demanda
por micro área a nivel de alimentador primario para hallar los respectivos valores
de demanda a nivel de transformador de distribución.
Tomando en cuenta el valor de demanda de las micro áreas en condiciones de
saturación, e incluyendo el incremento calculado, es posible estimar el número de
transformadores a nivel distribuido por cada micro área, como se muestra en el
ANEXO 8.
De la información de las cuadrículas que cubren a los polígonos propuestos, se
obtiene la tabla 5.2 que servirá como partida para distribución de los
transformadores en las respectivas cámaras de transformación dispuestas en la
infraestructura de la zona.
Tabla 5.2 Número de transformadores por cuadrícula para el área de
cobertura de los polígonos propuestos
Micro áreas
Múltiples
Proyección en
condiciones de
saturación
(MW)
Demanda a nivel
N de
de
transformadores
transformadores de distribución
necesarios
de distribución
NE0304-13
1,17
1,36
7
NE0304-15
0,74
0,86
5
NE0303-01
2,01
2,34
12
NE0303-02
0,62
0,72
4
79
NE0303-03
0,98
1,14
6
NE0303-04
0,88
1,02
6
NE0303-05
6,45
7,50
38
NE0303-06
1,13
1,31
7
NE0303-07
1,52
1,77
9
NE0303-08
1,23
1,43
8
NE0303-09
1,58
1,84
10
NE0303-10
1,48
1,72
9
NE0303-11
1,5
1,74
9
NE0303-12
0,91
1,06
6
NE0303-13
1,77
2,06
11
NE0303-14
1,64
1,91
10
NE0303-15
0,81
0,94
5
NE0303-16
0,65
0,76
4
NE0302-01
1,12
1,30
7
NE0302-02
1,56
1,81
10
NE0302-05
1,25
1,45
8
NE0302-06
1,65
1,92
10
Para evaluar el comportamiento de todo el sistema propuesto en los diferentes
escenarios de operación, es preciso realizar una simulación completa del sistema
propuesto a fin de analizar principalmente sus niveles de carga y comportamiento
frente a contingencias, lo cual se realizará mediante el programa computacional
CYME, con su herramienta Cymdist, la que se ha descrito en el apartado 3.1.5.
5.3 OPERACIÓN DE LA ALTERNATIVA “A”
5.3.1 ANÁLISIS DE LA RED DE MEDIO VOLTAJE
Una vez ingresados los datos de la topología descrita en la Figura 4.11 para la
simulación respectiva en Cymdist podemos analizar el comportamiento del sistema
en los posibles escenarios de operación.
Cabe indicar que en términos generales se empleará para la red troncal
conductores calibre 250 MCM, y para la red de medio voltaje asociada un calibre
2/0. Es con éstos valores que se han realizado las simulaciones respectivas, cuyos
escenarios de operación se presentan a continuación.
80
5.3.1.1 Condiciones normales de operación
En el ANEXO 9 puede apreciarse el detalle de los reportes generados por el
Cymdist, cuyos resultados se presentan en la tabla 5.3. Como se puede fácilmente
apreciar, los niveles de carga para todos los primarios ofrecen total apertura para
realizar transferencias entre sí en caso de una eventual contingencia.
Tabla 5.3 Niveles máximos de carga para alimentadores de la S/E 24 GIS en
condiciones normales de operación
Alimentador
Nivel de carga (%)
24 A
48,6
24 B
33,4
24 C
51,1
24 D
54,3
5.3.1.2 Fallo en interruptor de salida del alimentador
Para afrontar este escenario de falla, como ya se ha analizado en el apartado
4.3.4.3, es preciso realizar transferencia de carga entre las cabeceras de los
alimentadores que conforman la subestación, para ello ha de considerarse
principalmente los niveles de carga de cada uno de ellos en condiciones normales
de operación, y en función de aquello elegir entre cuales es más conveniente
realizar las respectivas transferencias.
En este sentido, se proponen las siguientes transferencias en caso de contingencia,
cuyo detalle puede apreciarse en los reportes generados por CYME que se
muestran en el ANEXO 10.
En caso de falla de interruptor de salida del alimentador 24A toma carga el 24B y
se presenta un incremento en la carga del alimentador 24 B de un 33.4% a un
80.20%
En caso de falla de interruptor de salida del alimentador 24B toma carga el 24 A y
se presenta un incremento en la carga del alimentador 24 A de un 48.6% a un
80.20%
En caso de falla de interruptor de salida del alimentador 24C toma carga el 24B y
se presenta un incremento en la carga del alimentador 24 B de un 33.4% a un
84.4%
81
En caso de falla de interruptor de salida del alimentador 24D toma carga el 24B y
se presenta un incremento en la carga del alimentador 24 B de un 33.4% a un
87.6%
5.3.1.3 Fallo en la red de medio voltaje asociada a los troncales
Para analizar cuál sería el comportamiento de la red en caso de una falla en la red
de medio voltaje asociada a los troncales a partir de la Figura 4.8, luego de aislar
TRONCAL
´
´
la falla en términos prácticos se tendría como se presenta en la Figura 5.1.
Figura 5.1 Representación esquemática de un fallo en un segmento de un
huso tipo.
En este escenario lo que se ha de comprobar para asegurar que el segmento de
red funcionará adecuadamente de existir una contingencia de este tipo es
determinar si el conductor que conforma el huso operará adecuadamente. Esto se
conseguirá empleando en la simulación el valor de demanda al nivel de
transformador de distribución en lugar del valor de demanda a nivel de
transformador de subestación. Dicho de otro modo, han de utilizarse para este
apartado los valores de demanda descritos en la columna 3 de la tabla 5.2.
82
5.3.1.4 Fallo en un segmento troncal
Para considerar esta eventualidad se analizará un segmento relativamente amplio
del diagrama unifilar total del sistema, como se muestra en la Figura 5.2, donde
claramente puede apreciarse que los casos más críticos de fallo de segmentos
troncal están en los más cercanos a las respectivas cabeceras.
Disyuntor Principal
PRIMARIO B
PRIMARIO D
PRIMARIO C
Secc. 1D
Secc. 1C
Secc. 2D
Secc. 2D'
Secc. 2C
Secc. 3D
Secc. 3C
Secc. 3D'
Secc. 4C
Secc. 5C
Secc. 5C'
Secc. 3D''
Secc. 4D''
Secc. 5D''
Secc. 6D''
Figura 5.2 Fragmento de diagrama unifilar de troncales de la red de medio
voltaje
Por lo antes mencionado se tomará como ejemplo el caso de fallo del segmento
troncal comprendido entre las barras de seccionamiento 1C y 2C, en donde luego
de aislar la falla mediante la apertura de los dispositivos de seccionamiento
correspondientes, la barra 2D procedería a tomar la carga respectiva mediante el
cierre de los seccionadores bajo carga del segmento que une a las barras 2C y 2D,
83
quedando así transferida la carga al alimentador 2D. Los valores de cabecera del
alimentador 2D serían como se muestra en el ANEXO 11.
Luego de analizar los resultados puede claramente constatarse la facilidad del
sistema para afrontar este tipo de contingencias, conservando siempre un nivel de
carga en los primarios por debajo del valor 1 pu lo que garantiza la adecuada
operación del sistema.
5.3.2 ANÁLISIS DE LA RED DE BAJO VOLTAJE
En cuanto a las redes de bajo voltaje se refiere, será suficiente con dejar
establecidos lineamientos claros que han de aplicarse el momento que se decida
proceder a la fase de implementación, así, para el diseño de la red de bajo voltaje
se han considerado circuitos radiales; para la construcción de la red de bajo voltaje
se utilizará cable tipo TTU de cobre, aislado con polietileno para 2000 V, para las
fases, con calibres unificados de 1/0, 2/0 y 3/0 AWG, calibres que se determinaron
concordantemente con los cálculos de caída de voltaje secundario realizados con
el método de los kVA-m, establecido en las normas de Distribución de la EEQ.
Para la red de alumbrado público se consideró el criterio de alumbrado “vial y
peatonal”; vial con postes metálicos de 10 m de altura, luminarias de vapor de sodio
de 400 W ó 250W e instalados en una vereda del eje vial; peatonal con luminarias
de 150 W de halogenuro metálico, montados en postería metálica de 6m de longitud
y con una ínter distancia de 30 m, con lo que se obtiene un alumbrado peatonal con
una ínter distancia de 15m, instalados en ambos lados de la vereda, cumpliendo lo
estipulado en la ordenanza 022.
Deberá tenerse en cuenta que, para el detalle de canalizaciones, es decir la
selección del número de vías y la disposición de las mismas al momento de la
implementación (tanto para medio como para bajo voltaje), se deberá referenciar al
Manual Técnico de la ordenanza 022 descrito en el apartado 1.4.
84
5.4 OPERACIÓN DE LA ALTERNATIVA “B”
5.4.1 ANÁLISIS DE LA RED DE MEDIO VOLTAJE
Debido a que en la variación entre las alternativas de diseño propuestas radica
principalmente en la red de medio voltaje asociada a los segmentos troncales, el
diagrama unifilar de la Figura 4.11 continúa siendo perfectamente válido. Así pues,
una vez ingresados los datos para la simulación respectiva en Cymdist podemos
analizar el comportamiento del sistema en los posibles escenarios de operación.
Cabe indicar que en términos generales se empleará para la red troncal
conductores calibre 250 MCM, y para la red de medio voltaje asociada un calibre
2/0. Es con éstos valores que se han realizado las simulaciones respectivas, cuyos
escenarios de operación se presentan a continuación.
5.4.1.1 Condiciones normales de operación
Una vez entendido que para la propuesta alternativa de diseño se conserva el
esquema de la red de medio voltaje de segmentos troncales empleado para la
primera propuesta de diseño, es claro advertir en condiciones normales de
operación se obtendrán los mismos valores de cabecera. En el ANEXO 9 puede
apreciarse el detalle de los reportes generados por el Cymdist, cuyos resultados se
presentan en la tabla 5.4. Nuevamente como se puede apreciar, los niveles de
carga para todos los primarios ofrecen total apertura para realizar transferencias
entre sí en caso de una eventual contingencia.
Tabla 5.4 Niveles máximos de carga para alimentadores de la S/E 24 GIS en
condiciones normales de operación
Alimentador
Nivel de carga (%)
24 A
48,6
24 B
33,4
24 C
51,1
24 D
54,3
5.4.1.2 Fallo en interruptor de salida del alimentador
De manera semejante que en el apartado 5.3.1.2 para afrontar este escenario de
falla, es preciso realizar transferencia de carga entre las cabeceras de los
alimentadores que conforman la subestación, para ello ha de considerarse
85
principalmente los niveles de carga de cada uno de ellos en condiciones normales
de operación, y en función de aquello elegir entre cuales es más conveniente
realizar las respectivas transferencias.
En este sentido, se proponen las siguientes transferencias en caso de contingencia,
cuyo detalle puede apreciarse en los reportes generados por CYME que se
muestran en el ANEXO 10.
En caso de falla del interruptor de salida del alimentador 24A toma carga el 24B y
se presenta un incremento en la carga del alimentador 24 B de un 33.4% a un
80.20%
En caso de falla del interruptor de salida del alimentador 24B toma carga el 24 A y
se presenta un incremento en la carga del alimentador 24 A de un 48.6% a un
80.20%
En caso de falla del interruptor de salida del alimentador 24C toma carga el 24B y
se presenta un incremento en la carga del alimentador 24 B de un 33.4% a un
84.4%
En caso de falla del interruptor de salida del alimentador 24D toma carga el 24B y
se presenta un incremento en la carga del alimentador 24 B de un 33.4% a un
87.6%
5.4.1.3 Fallo en la red de medio voltaje asociada a los troncales
Para analizar cuál sería el comportamiento de la red en caso de una falla en la red
de medio voltaje asociada a los troncales a partir de la Figura 4.13, luego de aislar
la falla en términos prácticos se tendría como se presenta en la Figura 5.3.
86
´
TRONCAL
´
Figura 5.3 Representación esquemática de un fallo en un segmento de un
anillo tipo.
En este escenario lo que se ha de comprobar para asegurar que el segmento de
red funcionará adecuadamente de existir una contingencia de este tipo es
determinar si el conductor que conforma el huso operará adecuadamente. Como
se puede constatar lo que principalmente cambia es la distancia del circuito, lo que
afectará de alguna manera a las caídas de voltaje. Empleando en la simulación el
valor de demanda al nivel de transformador de distribución en lugar del valor de
demanda a nivel de transformador de subestación es posible estimar cómo será el
comportamiento de estos segmentos de la red. Dicho de otro modo, han de
emplearse para este apartado los valores de demanda descritos en la columna 3
de la tabla 5.2.
5.4.1.4 Fallo en un segmento troncal
De igual manera que para la primera propuesta de diseño, para considerar esta
eventualidad se analizará un segmento relativamente amplio del diagrama unifilar
total del sistema, como se muestra en la Figura 5.4, donde claramente puede
87
apreciarse que los casos más críticos de fallo de segmentos troncal están en los
más cercanos a las respectivas cabeceras.
Por lo antes mencionado se tomará como ejemplo el caso de fallo del segmento
troncal comprendido entre las barras de seccionamiento 1C y 2C, en donde luego
de aislar la falla mediante la apertura de los dispositivos de seccionamiento
correspondientes, la barra 2D procedería a tomar la carga respectiva mediante el
cierre de los seccionadores bajo carga del segmento que une a las barras 2C y 2D,
quedando así transferida la carga al alimentador 24D. Los valores de cabecera del
alimentador 24D serían como se muestra en el ANEXO 11
Disyuntor Principal
PRIMARIO B
PRIMARIO D
PRIMARIO C
Secc. 1D
Secc. 1C
Secc. 2D
Secc. 2D'
Secc. 2C
Secc. 3D
Secc. 3C
Secc. 3D'
Secc. 4C
Secc. 5C
Secc. 5C'
Secc. 3D''
Secc. 4D''
Secc. 5D''
Secc. 6D''
Figura 5.4 Fragmento de diagrama unifilar de troncales de la red de medio
voltaje
88
5.4.2 ANÁLISIS DE LA RED DE BAJO VOLTAJE
En cuanto a las redes de bajo voltaje se refiere, será suficiente con dejar
establecidos lineamientos claros que han de aplicarse el momento que se decida
proceder a la fase de implementación, así, para el diseño de la red de bajo voltaje
se han considerado circuitos radiales; para la construcción de la red de bajo voltaje
se utilizará cable tipo TTU de cobre, aislado con polietileno para 2000 V, para las
fases, con calibres unificados de 1/0, 2/0 y 3/0 AWG, calibres que se determinaron
concordantemente con los cálculos de caída de voltaje secundario realizados con
el método de los kVA-m, establecido en las normas de Distribución de la EEQ.
Para la red de alumbrado público se consideró el criterio de alumbrado “vial y
peatonal”; vial con postes metálicos de 10 m de altura, luminarias de vapor de sodio
de 400 W ó 250W e instalados en una vereda del eje vial; peatonal con luminarias
de 150 W de halogenuro metálico, montados en postería metálica de 6m de longitud
y con una ínter distancia de 30 m, con lo que se obtiene un alumbrado peatonal con
una ínter distancia de 15m, instalados en ambos lados de la vereda, cumpliendo lo
estipulado en la ordenanza 022.
Deberá tenerse en cuenta que, para el detalle de canalizaciones, es decir la
selección del número de vías y la disposición de las mismas al momento de la
implementación (tanto para medio como para bajo voltaje), se deberá referenciar al
Manual Técnico de la ordenanza 022 descrito en el apartado 1.4.
89
6 CAPÍTULO 6
SELECCIÓN DE ALTERNATIVA
Para realizar la selección de la mejor alternativa, es preciso realizar un análisis
comparativo de los parámetros de mayor impacto para el funcionamiento del
sistema. Para este apartado se analizarán las configuraciones en huso y en anillo
que se ha venido tratando en los capítulos anteriores.
6.1 ANÁLISIS TÉCNICO
6.1.1 NIVELES DE CARGA
Para comparar los niveles de carga de cada uno de los primarios en sus respectivas
topologías se debe remitir a los numerales 5.3 y 5.4, donde se han presentado los
valores de éstos en cada uno de los escenarios de operación posibles,
evidenciándose
que
para
ambos
casos
éstos
son
muy
similares
y
consecuentemente ambos trabajan en niveles totalmente adecuados y confiables.
6.1.2 RESPUESTA FRENTE A CONTINGENCIAS
Por lo expuesto en los literales 4.2.4 y 4.3.4 se puede llegar a la conclusión de que
no existe dentro del punto de vista técnico mayor diferencia entre las dos
alternativas analizadas, ya que ambas propuestas, tanto en huso como en anillo
presentan una respuesta adecuada frente al fallo.
6.2 ANÁLISIS ECONÓMICO
Debido al considerable número de similitudes que existen entre las dos alternativas
en cuestión, este análisis se basará en comparar la característica de diferenciación
entre ellas.
Dicho de otra manera, debido a que en las dos propuestas la red trocal de medio
voltaje es exactamente la misma, el análisis comparativo se centrará en la red de
medio voltaje asociada a los segmentos troncales, que es donde se evidenciarán
diferencias, principalmente referentes a las longitudes de los respectivos circuitos.
90
Cabe recalcar que debido a que los alimentadores A y B de la nueva subestación
Carolina son prácticamente iguales por los motivos que ya se han explicado, este
análisis se centrará en los primarios C y D, ya que son aquéllos en donde se
presentarán variaciones significativas
6.2.1 ANÁLISIS EN PRIMARIO C
6.2.1.1 Primario 24C topología husos
Figura 6.1 Identificación de cámaras de seccionamiento en alimentador C de
la Nueva subestación Carolina para la configuración tipo huso
91
A partir de la Figura 6.1, se procede a cuantificar la longitud de los segmentos de
red respectivos.
Tabla 6.1 Cámaras de seccionamiento con sus respectivos husos y
longitudes para el alimentador 24C.
Cámaras de
seccionamiento
SECC 1C
SECC 2C
SECC 3C
SECC 4C
SECC 5C
Segmentos de
red
Longitud
Cable
Potencia
kVA
Huso1 1C-2C
998,46
1400
Huso2 1C-2C
695,18
600
Huso3 1C-2C
475
600
Huso4 1C-2C
557,13
400
Huso1 2C-3C
562,98
800
Huso2 2C-3C
727,87
600
Huso 3C-5C
374,03
600
Huso 3C-6C
507,69
1000
Huso 4C-6C
367,13
600
Huso1 5C-6C
444,68
600
Huso2 5C-6C
407,8
400
6117,95
7600
TOTALES
De manera análoga se procede a analizar el primario 24C para la configuración
tipo anillo propuesta. A diferencia del análisis anterior donde se presentó la
distribución de las redes en el plano, aquí se muestra una representación
esquemática del mismo para facilitar su comprensión, como puede apreciarse en
la Figura 6.2.
92
Anillo1C-2
Anillo2C-1
Anillo3C-2
Anillo5C-2
Anillo1C-3
6.2.1.2 Primario 24C topología Anillo
SECC1C
SECC2C
SECC3C
SECC5C
SECC6C
Anillo 6C-1
Anillo5C-1
Anillo3C-1
Anillo1C-1
TRONCAL
Figura 6.2 Identificación de cámaras de seccionamiento con sus respectivos
anillos del primario 24 C
Tabla 6.2 Cámaras de seccionamiento con sus respectivos anillos y
longitudes para el alimentador 24 C.
Cámaras de
seccionamiento
SECC 1C
SECC 2C
SECC 3C
SECC 5C
SECC 6C
Segmentos de red
Longitud Cable
Potencia kVA
Anillo 1C-1
1130,54
1600
Anillo 1C-2
870,70
600
Anillo 1C-3
1003,75
800
Anillo 2C-1
546,72
400
Anillo 3C-1
900,54
1000
Anillo 3C-2
502,87
1000
Anillo 5C-1
459,25
400
Anillo 5C-2
860,54
1000
Anillo 6C-1
750,10
800
TOTALES
7025,01
7600
93
6.2.2 ANÁLISIS EN PRIMARIO D
6.2.2.1 Primario 24D topología husos
Figura 6.3 Identificación de cámaras de seccionamiento en alimentador D de
la Nueva subestación Carolina para la configuración tipo huso
94
Tabla 6.3 Cámaras de seccionamiento con sus respectivos husos y
longitudes para el alimentador 24 D
Cámaras de
seccionamiento
Segmentos de red
Longitud Cable
Potencia kVA
Huso 1D-2D
238,5
400
Huso 1D-2D’
533,3
800
Huso 1D-3D’
590,38
400
Huso 1D-5D’’
454,4
600
SECC 2D
Huso 2D-3D
619,04
600
SECC 3D
Huso 3D-6D’’
362,16
600
Huso 2D’-3D’
672,42
600
Huso1 2D’-4D’’
670,15
600
Huso2 2D’-4D’’
500,7
600
SECC 3D’
Huso 3D’-5D’’
380,87
400
SECC 3D’’
Huso 3D’’-4D’’
401,92
600
SECC 4D’’
Huso 4D’’-5D’’
834,48
800
SECC 5D’’
5D’’-3D
887,88
1200
7146,2
8200
SECC 1D
SECC 2D’
TOTALES
De manera análoga se procede a analizar el primario 24D para la configuración
tipo anillo propuesta. A diferencia del análisis anterior donde se presentó la
distribución de las redes en el plano, aquí se muestra una representación
esquemática del mismo para facilitar su comprensión, como puede apreciarse en
la Figura 6.4.
Anillo 2D-1
Anillo 1D-1
SECC 3D
SECC 2D
SECC 1D
Anillo 3D-1
Anillo 2D-2
Anillo 1D-2
Anillo 3D´-2
Anillo 2D´-1
SECC 3D´
SECC 2D´
TRONCAL
Anillo 3D´-1
Anillo 5D´´-2
Anillo 3D´´-1
SECC 6D´
SECC 5D´´
SECC 3D´´
Anillo 6D´-1
Anillo 5D´´-1
95
6.2.2.2 Primario 24D topología Anillo
Figura 6.1 Identificación esquemática de cámaras de seccionamiento con sus
respectivos anillos del primario 24 D
96
Tabla 6.4 Cámaras de seccionamiento con sus respectivos Anillos y
longitudes para el alimentador 24D.
Cámaras de
seccionamiento
Segmentos de red
Longitud Cable
Potencia kVA
Anillo 1D-1
747,11
800
Anillo 1D-2
774,17
600
Anillo 2D-1
554,38
400
Anillo 2D-2
556,07
400
SECC 3D
Anillo 3D-1
688,28
600
SECC 2D’
Anillo 2D’-1
623,11
800
Anillo 3D’-1
724,18
600
Anillo 3D’-2
1190,65
1200
Anillo 3D’’-1
662,61
600
Anillo 5D’’-1
948,43
800
Anillo 5D’’-2
579,03
600
Anillo 6D’’-1
691,6
8739,62
800
SECC 1D
SECC 2D
SECC 3D’
SECC 3D’’
SECC 5D’’
SECC 6D’’
TOTALES
8200
6.3 SELECCIÓN DE LA MEJOR ALTERNATIVA
Finalmente se procede a establecer los valores de cada una de las alternativas para
realizar la respectiva selección de la mejor alternativa.
6.3.1 ALTERNATIVA “A”
6.3.1.1 Obra Eléctrica
Tabla 6.5 Transformadores para “Alternativa A”
PRIMARIOS
PRIMARIO
24A
NUMERO
DE POTENCIA VALOR
TRANSFORMADORES TRAFO
UNITARIO
VALOR TOTAL
5
200 kVA
$ 9.140,17
$ 45.700,83
2
500 kVA
$ 16.732,14
$ 33.464,28
1
630 kVA
$ 23.666,38
$ 23.666,38
2
750 kVA
$ 27.200,00
$ 54.400,00
2
1250 kVA
$ 38.515,88
$ 77.031,76
97
PRIMARIOS
NUMERO
DE POTENCIA VALOR
TRANSFORMADORES TRAFO
UNITARIO
VALOR TOTAL
PRIMARIO
24B
2
2000 kVA
$ 55.080,00
$ 110.160,00
PRIMARIO
24C
38
200 kVA
$ 9.140,17
$ 347.326,31
PRIMARIO
24D
41
200 kVA
$ 9.140,17
$ 374.746,81
PRECIO TOTAL
$ 1.066.496,36
Tabla 6.6 Conductores para “Alternativa A”
PRIMARIOS
PRIMARIO 24A
PRIMARIO 24B
PRIMARIO 24C
PRIMARIO 24D
TRANSFERENCIAS
CALIBRE
(AWG)
LONGITUD
(m)
VALOR
UNITARIO
VALOR
TOTAL
2/0
5694,48
$ 24,19
$ 137.726,42
250 MCM
3201
$ 41,32
$ 132.257,86
2/0
300
$ 24,19
$ 7.255,79
250 MCM
300
$ 41,32
$ 12.395,30
2/0
18353,85
$ 24,19
$ 443.905,34
250 MCM
4075,5
$ 41,32
$ 168.390,16
2/0
21438,6
$ 24,19
$ 518.512,95
250 MCM
7665
$ 41,32
$ 316.699,93
250 MCM
2565
$ 41,32
$ 105.979,82
PRECIO TOTAL
$ 1.843.123,55
TOTAL + 15% IMPREVISTOS
$ 2.119.592,08
98
Tabla 6.7 Protección cámaras de seccionamiento para “Alternativa A”
PRIMARIOS
PRIMARIO 24A
PRIMARIO 24B
PRIMARIO 24C
BIEN/OBRA/SERVI NUMER
CIO
O
VALOR
UNIT.
VALOR
TOTAL
Celda
Modular
Compacta en SF6,
con un interruptor de
400 A, 24 kV, 20 kA,
bil;
125
kV,
extensible 2 lados
4
17193,41
68773,64
Celda
Modular
Compacta en SF6,
con un seccionador
de 600 A, 24 kV, 20
kA, bil; 125 kV,
extensible 2 lados
6
12276,24
73657,44
Conector para elbow
conector, para cable
aislado de 25 kV, 500
MCM
7
301,39
2109,73
Celda
Modular
Compacta en SF6,
con un interruptor de
400 A, 24 kV, 20 kA,
bil;
125
kV,
extensible 2 lados
3
17193,41
51580,23
Celda
Modular
Compacta en SF6,
con un seccionador
de 600 A, 24 kV, 20
kA, bil; 125 kV,
extensible 2 lados
2
12276,24
24552,48
Conector para elbow
conector, para cable
aislado de 25 kV, 500
MCM
4
301,39
1205,56
Celda
Modular
Compacta en SF6,
con un interruptor de
400 A, 24 kV, 20 kA,
bil;
125
kV,
extensible 2 lados
24
17193,41
412641,84
Celda
Modular
Compacta en SF6,
con un seccionador
10
12276,24
122762,4
99
de 600 A, 24 kV, 20
kA, bil; 125 kV,
extensible 2 lados
PRIMARIO 24D
Conector para elbow
conector, para cable
aislado de 25 kV, 500
MCM
27
301,39
8137,53
Celda
Modular
Compacta en SF6,
con un interruptor de
400 A, 24 kV, 20 kA,
bil;
125
kV,
extensible 2 lados
28
17193,41
481415,48
Celda
Modular
Compacta en SF6,
con un seccionador
de 600 A, 24 kV, 20
kA, bil; 125 kV,
extensible 2 lados
17
12276,24
208696,08
Conector para elbow
conector, para cable
aislado de 25 kV, 500
MCM
38
301,39
11452,82
12
12276,24
147314,88
12
301,39
3616,68
Celda
Modular
Compacta en SF6,
con un seccionador
de 600 A, 24 kV, 20
TRANSFERENCI kA, bil; 125 kV,
extensible 2 lados
AS
Conector para elbow
conector, para cable
aislado de 25 kV, 500
MCM
PRECIO TOTAL
$
1.617.916,79
100
Tabla 6.8 Protección y seccionamiento cámara De Transformación para
“Alternativa A”
EQUIPOS DE PROTECCIÓN Y SECCIONAMIENTO
CODIGO CANTI VALOR
MATERIAL DAD UNITARIO
VALOR
TOTAL
ESPECIFICACION
2624102
3
3,66
10,98
TIRAFUSIBLE
A.T.
CABEZA
REMOVIBLE 30A. TIPO K
2621110
3
12,36
37,08
CARTUCHO FUSIBLE PARA BT,
TIPO NH TAMAÑO 3, 500A.
38,67
BASE PORTAFUSIBLE, UNIP, BT,
TIPO NH TAMAÑO 3, 630A, 500V,
T.A. AGUJERO.
889,62
SECCIONADOR TIPO BARRA
ABIERTO, 27 kV, 300 A, bil 150 kV.
696,06
SECCIONADOR TFUSIBLE, TIPO
ABIERTO, 27 kV, 100 A, bil 150
kV.
2635125
2624212
2515561
3
3
3
12,89
296,54
232,02
SUBTOTAL
1672,41
CONDUCTORES DESNUDOS: $672.4
MATERIAL PARA CONEXIÓN A TIERRA: $111.96
HERRAJES GALVANIZADOS Y CABLES DE ACERO: $140,47
$ 2597,24
TOTAL
# CAMARAS DE
TRANSFORMACIÓN
VALOR PROTECCIÓN Y
SECCIONAMIENTO EN
CAMARAS DE
TRANSFORMACIÓN
VALOR TOTAL
91
$ 2.597,24
$ 236.348,84
OBRA ELÉCTRICA TOTAL:
$ 5’040.354,07
101
6.3.1.2 Obra Civil24
Tabla 6.9 Resumen de rubros para obra civil para “Alternativa A”
LONGITUD DE
VALOR POR (m)
PRIMARIOS CANALIZACIÓN
ELÉCTRICO CONECTIVIDAD
(m)
TOTAL
INVERTIDO
PRIMARIO
24A
1898,16
$ 278,25
$ 149,83
$ 812.560,42
PRIMARIO
24B
100
$ 278,25
$ 149,83
$ 42.807,79
PRIMARIO
24C
6117,95
$ 278,25
$ 149,83
$ 2.618.959,42
PRIMARIO
24D
7146,2
$ 278,25
$ 149,83
$ 3.059.130,56
INVERSIÓN TOTAL
$ 6.533.458,19
6.3.2 ALTERNATIVA “B”
Obra Eléctrica
6.3.2.1 Tabla 6.10 Transformadores para “Alternativa B”
PRIMARIOS
PRIMARIO
24A
PRIMARIO
24B
24
NUMERO DE
POTENCIA
VALOR
TRANSFORMADORE
TRAFO
UNITARIO
S
VALOR
TOTAL
5
200 kVA
$ 9.140,17
$ 45.700,83
2
500 kVA
$ 16.732,14
$ 33.464,28
1
630 kVA
$ 23.666,38
$ 23.666,38
2
750 kVA
$ 27.200,00
$ 54.400,00
2
1250 kVA
$ 38.515,88
$ 77.031,76
2
2000 kVA
$ 55.080,00
$ 110.160,00
Informe a Gerencia, Empresa Eléctrica Quito, Implementación fase Av. Interoceánica
tramo Paseo San Francisco-Ingreso a Lumbisi, 2014.
102
PRIMARIO
24C
38
200 kVA
$ 9.140,17
$ 347.326,31
PRIMARIO
24D
41
200 kVA
$ 9.140,17
$ 374.746,81
PRECIO TOTAL
$ 1.066.496,36
Tabla 6.11 Conductores para “Alternativa B”
CALIBRE
(AWG)
PRIMARIOS
PRIMARIO 24A
PRIMARIO 24B
PRIMARIO 24C
PRIMARIO 24D
TRANSFERENCI
AS
LONGITUD
(m)
VALOR
UNITARIO
VALOR TOTAL
2/0
5694,48
$ 24,19
$ 137.726,42
250 MCM
3201
$ 41,32
$ 132.257,86
2/0
300
$ 24,19
$ 7.255,79
250 MCM
300
$ 41,32
$ 12.395,30
2/0
21075,03
$ 24,19
$ 509.719,66
250 MCM
4075,5
$ 41,32
$ 168.390,16
2/0
26218,86
$ 24,19
$ 634.128,09
250 MCM
7665
$ 41,32
$ 316.699,93
$ 41,32
$ 105.979,82
250 MCM
2565
PRECIO TOTAL
$ 2.024.553,01
TOTAL + 15% IMPREVISTOS
$ 2.328.235,97
Tabla 6.12 Protección cámaras de seccionamiento para “Alternativa B”
PRIMARIOS
PRIMARIO 24A
BIEN/OBRA/SERVI NUMER VALOR
CIO
O
UNIT.
Celda
Modular
Compacta en SF6,
con un interruptor de
400 A, 24 kV, 20 kA,
4
$ 17193,41
VALOR
TOTAL
$ 68773,64
103
bil;
125
kV,
extensible 2 lados
PRIMARIO 24B
PRIMARIO 24C
Celda
Modular
Compacta en SF6,
con un seccionador
de 600 A, 24 kV, 20
kA, bil; 125 kV,
extensible 2 lados
6
$ 12276,24
$ 73657,44
Conector para elbow
conector, para cable
aislado de 25 kV, 500
MCM
7
$ 301,39
$ 2109,73
Celda
Modular
Compacta en SF6,
con un interruptor de
400 A, 24 kV, 20 kA,
bil;
125
kV,
extensible 2 lados
3
$ 17193,41
$ 51580,23
Celda
Modular
Compacta en SF6,
con un seccionador
de 600 A, 24 kV, 20
kA, bil; 125 kV,
extensible 2 lados
2
$ 12276,24
$ 24552,48
Conector para elbow
conector, para cable
aislado de 25 kV, 500
MCM
4
$ 301,39
$ 1205,56
Celda
Modular
Compacta en SF6,
con un interruptor de
400 A, 24 kV, 20 kA,
bil;
125
kV,
extensible 2 lados
24
$ 17193,41
$ 412641,84
Celda
Modular
Compacta en SF6,
con un seccionador
de 600 A, 24 kV, 20
kA, bil; 125 kV,
extensible 2 lados
10
$ 12276,24
$ 122762,4
Conector para elbow
conector, para cable
aislado de 25 kV, 500
MCM
27
$ 301,39
$ 8137,53
104
PRIMARIO 24D
Celda
Modular
Compacta en SF6,
con un interruptor de
400 A, 24 kV, 20 kA,
bil;
125
kV,
extensible 2 lados
28
$ 17193,41
$ 481415,48
Celda
Modular
Compacta en SF6,
con un seccionador
de 600 A, 24 kV, 20
kA, bil; 125 kV,
extensible 2 lados
17
$ 12276,24
$ 208696,08
Conector para elbow
conector, para cable
aislado de 25 kV, 500
MCM
38
$ 301,39
$ 11452,82
12
$ 12276,24
$ 147314,88
12
$ 301,39
$ 3616,68
Celda
Modular
Compacta en SF6,
con un seccionador
de 600 A, 24 kV, 20
TRANSFERENCI kA, bil; 125 kV,
extensible 2 lados
AS
Conector para elbow
conector, para cable
aislado de 25 kV, 500
MCM
$
1.617.916,79
PRECIO TOTAL
Tabla 6.13 Protección y seccionamiento cámara De Transformación para
“Alternativa B”
EQUIPOS DE PROTECCIÓN Y MANTENIMIENTO
CODIGO CANTI
VALOR
MATERIAL DAD UNITARIO
VALOR
TOTAL
2624102
3
$3,66
$10,98
TIRAFUSIBLE A.T. CABEZA
REMOVIBLE 30A. TIPO K
2621110
3
$12,36
$37,08
CARTUCHO FUSIBLE PARA BT,
TIPO NH TAMAÑO 3, 500A.
ESPECIFICACION
105
BASE PORTAFUSIBLE, UNIP,
BT, TIPO NH TAMAÑO 3, 630A,
500V, T.A. AGUJERO.
2635125
3
$12,89
$38,67
2624212
3
$296,54
SECCIONADOR TIPO BARRA
$889,62 ABIERTO, 27 kV, 300 A, bil 150
kV.
2515561
3
$232,02
SECCIONADORFUSIBLE, TIPO
$696,06 ABIERTO, 27 kV, 100 A, bil 150
kV.
SUBTOTAL
$1672,41
CONDUCTORES DESNUDOS: $ 672,4
MATERIAL PARA CONEXIÓN A TIERRA: $ 111.96
HERRAJES GALVANIZADOS Y CABLES DE ACERO: $140,47
$ 2597,24
TOTAL
# CAMARAS DE
TRANSFORMACIÓN
VALOR PROTECCIÓN Y
SECCIONAMIENTO EN
CAMARAS DE
TRANSFORMACIÓN
VALOR TOTAL
91
$ 2.597,24
$ 236.348,84
OBRA ELÉCTRICA TOTAL:
6.3.2.2
$ 5’248.997,96
OBRA CIVIL
Tabla 6.14 Resumen de rubros para obra civil para “Alternativa B”
LONGITUD DE
VALOR POR (m)
PRIMARIOS CANALIZACIÓN
ELÉCTRICO CONECTIVIDAD
(m)
TOTAL
INVERTIDO
PRIMARIO
24A
1898,16
$ 278,25
$ 149,83
$ 812.560,42
PRIMARIO
24B
100
$ 278,25
$ 149,83
$ 42.807,79
PRIMARIO
24C
7025,01
$ 278,25
$ 149,83
$ 3.007.251,79
106
PRIMARIO
24D
8739,62
$ 278,25
$ 149,83
INVERSIÓN TOTAL
$ 3.741.238,50
$ 7.603.858,51
Y finalmente se obtiene
Tabla 6.14 Resumen de costos para obra “Alternativa A” y “Alternativa B”
ALTERNATIVA OBRA ELÉCTRICA
OBRA CIVIL
INVERSIÓN TOTAL
HUSOS
$ 5.040.354,07
$ 6.533.458,19
$ 11.573.812,26
ANILLO
$ 5.248.997,96
$ 7.603.858,51
$ 12.852.856,47
En conclusión, la alternativa más conveniente para el sistema propuesto es una
configuración tipo huso considerando además las implicaciones técnicas para
mantener el servicio.
6.4
NIVELES DE CORTOCIRCUITO
Una vez elegida la alternativa más adecuada, es decir la tipo husos, es conveniente
estimar los niveles de cortocircuito que tendrá el sistema aguas abajo de la
subestación respectiva con la finalidad de que estos valores eventualmente sirvan
para proponer el sistema de protecciones a emplearse. Este cometido se logrará
nuevamente con la ayuda de la herramienta computacional Cymdist.
La coordinación de protecciones en un sistema de distribución de energía eléctrica
es de crucial importancia, ya que gracias a aquello se podrá garantizar la
continuidad del servicio, aislando el circuito fallado y protegiendo a los equipos.
Esta coordinación permite:
- Impedir que la falla se extienda hacia otras partes del sistema afectando a
equipos y a la continuidad del servicio.
- Reducir costos de operación y mantenimiento de los equipos afectados.
- Reducir los tiempos de respuesta ante fallas por parte de la empresa eléctrica.
107
Para este cometido debe realizarse un estudio de las corrientes de cortocircuito y
de los valores de corriente a plena carga del circuito en estudio, a los
transformadores de corriente y los valores del voltaje nominal.
Debido a que en el presente trabajo se realiza el diseño global de un sistema de
distribución, y no es exclusivamente dedicado al estudio a fondo del sistema de
protecciones eléctricas, se presentan a continuación los principios claves
necesarios para comprender y emplear el módulo de la herramienta computacional
CYME denominado CYMTCC, con el cual se realizará la coordinación de
protecciones propiamente dicha.
6.4.1 PRINCIPIOS TEÓRICOS DE LAS CORRIENTES DE CORTOCIRCUITO
6.4.1.1 Tipos de corrientes de cortocircuito
Para elegir y regular convenientemente las protecciones se emplean curvas de
intensidad en función del tiempo; es necesario conocer dos valores de corriente de
cortocircuito.
La corriente máxima de cortocircuito que es la que determina el poder de corte de
los interruptores, el poder de cierre de los dispositivos de maniobra y los parámetros
electrodinámicos de conductores y componentes, y, por otra parte
La corriente mínima de cortocircuito, que es de suma importancia para elegir la
curva de disparo de los interruptores automáticos y fusibles, principalmente cuando
la longitud de los cables es importante, y cuando la protección de las personas se
basa en el funcionamiento de los interruptores automáticos o de los fusibles, que
es lo que sucede en el caso de los sistemas de distribución con conexión al neutro
de la tierra.
6.4.1.2 Características de los cortocircuitos
Las características de mayor importancia son:
Su duración
-
Auto extinguible
-
Transitorio
108
-
Permanente
Su origen
-
Por factores mecánicos (rotura de conductores, etc.)
-
Debido a sobretensiones eléctricas de origen interno o atmosférico
-
Por degradación de aislamiento debido a calor, humedad o ambiente
corrosivo
-
Su localización: dentro o fuera de un tablero o máquina
Su tipo
-
Monofásicos
-
Bifásicos
-
Trifásicos
6.4.1.3 Elementos constitutivos de una red simplificada
Para comprender los elementos que intervienen en este proceso, conviene
establecer una red simplificada; ésta se reduce a una fuente de tensión alterna
constante, un interruptor, una impedancia Zcc, que representa todas la impedancias
situadas aguas arriba del interruptor, y una impedancia Zc de la carga, tal como se
muestra en la Figura 6.5
A
Zcc
e
Zs
B
Figura 6.5 Esquema simplificado de una red
109
Cuando se produce una falla entre los puntos A y B, aparece una intensidad muy
elevada, Icc, es decir, la de cortocircuito, limitada únicamente por la impedancia
Zcc.
6.4.2 CÁLCULO DE LAS CORRIENTES DE CORTOCIRCUITOS UTILIZANDO
LA HERRAMIENTA COMPUTACIONAL CYME.
En primera instancia es necesario realizar un equivalente de fuente. Para este
cometido a partir de los datos proporcionados por el Departamento de Planificación
de la Empresa Eléctrica Quito, en donde se simula una falla en la barra de 46kV
que alimenta a la Subestación Carolina. Se procede así a introducir los valores
Figura 6.6 Valores luego de la simulación de falla en la barra de 46 kV que
alimenta a la subestación Carolina
A partir de estos valores se procede a introducir los parámetros requeridos por el
software para determinar el respectivo equivalente de fuente, como se muestra en
la Figura 6.7.
110
Figura 6.7 Parámetros para determinar el equivalente de fuente en CYME
Se modela también el transformador de 46 - 22.8 kV con la capacidad establecida
en nuestro proyecto, introduciendo los datos como se muestra en la Figura 6.8
Figura 6.8 Parámetros ingresados en transformador de subestación 46kV –
22.8 kV
El resultado luego de ingresar los datos descritos de la fuente y el transformador
queda como se muestra en la Figura 6.9
111
Figura 6.9 Fuente en 46 kV y el transformador de 46kV – 22.8 kV en CYME.
En el Anexo 12 se pueden apreciar los parámetros resultantes tanto a la salida de
los primarios como en las cámaras de seccionamiento.
6.4.3 COORDINACIÓN DE PROTECCIONES CON CYMTCC
CYMTCC es el módulo de CYME para realizar estudios para la coordinación de
dispositivos de protección eléctrica.
Como ya se ha detallado en el apartado 6.4.1, los parámetros más importantes que
se deben considerar son:
- Máximas corrientes de corto circuito.- Para determinar las capacidades de los
equipos.
- Mínimas corrientes de corto circuito. - Para determinar el ajuste y coordinación de
las protecciones, y por supuesto
- Corriente a plena carga.
Se pueden apreciar los parámetros para el seteo de los relés en el Anexo 13.
En el Anexo 14 se muestra el detalle del proceso para determinar los parámetros
necesarios para la coordinación de protecciones.
112
Finalmente, luego de determinar los tiempos de coordinación dentro de los
márgenes establecidos, se obtiene como se muestra en el Anexo 15.
113
7 CAPÍTULO 7
CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES
- Para realizar el diseño de redes de distribución de energía de una nueva
subestación eléctrica, se debe estimar en primer lugar la demanda a satisfacer,
considerando tanto la actual como la futura, así como su localización y su
temporalidad ya que estas magnitudes permiten conocer las variaciones de la
demanda eléctrica que incide sobre las redes de distribución.
- Para realizar estudios de distribución se debe analizar por zonas geográficas que
permanezcan fijas a lo largo del tiempo. Estas zonas llamadas micro áreas facilitan
considerablemente el análisis debido a que permiten particularizar el desarrollo de
las mismas, y en consecuencia percibir de una manera más cercana a la realidad
del sistema de distribución condiciones tanto actuales como futuras de demanda
para la zona en cuestión.
- Resulta muy conveniente plantear un “sistema universal” para la ubicación en el
plano de las respectivas micro áreas, ya que consecuentemente éste permitirá al
reticulado expandirse y cubrir el área que fuera necesaria para futuros estudios de
distribución.
- Es de suma importancia determinar en qué zona de la curva logística, de
crecimiento de la demanda, se centrará el estudio de distribución a realizar. Para
este particular, en el estudio se han identificado zonas donde se ha alcanzado el
nivel de saturación y la curva se vuelve prácticamente plana, significa que se ha
estabilizado el número de individuos que habitan un determinado territorio y, en
consecuencia, las demandas de las micro áreas correspondientes también se han
estabilizado. Este estado de saturación se encuentra fuertemente ligado a los
límites de construcción y ocupación del suelo que dispone el Ilustre Municipio de
Quito.
- Para determinar el área a ser abastecida por una nueva subestación en un área
en condiciones de saturación, se deben considerar principalmente tres aspectos: la
potencia del transformador (o transformadores) de la subestación, la demanda de
114
las micro áreas en condiciones de saturación y los límites de potencia estimada
para cada alimentador. Estos tres aspectos deben conjugarse en el diseño,
procurando cubrir el área a abastecer evitando solapamientos entre los primarios,
pero permitiendo la existencia de puntos estratégicos de interconexión entre ellos
para eventuales transferencias.
- Para el diseño de las redes de medio y bajo voltaje el principal aspecto que se
debe considerar es la topología, pues partiendo de ésta se proporcionan niveles
adecuados de respuesta frente al fallo y costos de implementación acordes a la
zona a satisfacer. En este sentido para zonas con tendencia a la saturación, una
alternativa topológica de gran validez es la denominada “huso”, debido a su alto
nivel de respuesta frente al fallo y costo relativamente bajo en comparación con
otras que ofrecen los mismos niveles de respuesta frente al fallo.
- Haciendo referencia a la coordinación del sistema de protecciones, es necesario,
determinar los niveles de cortocircuito del sistema en los diferentes escenarios de
fallo, para lo cual la herramienta computacional CYME, con su módulo para
simulación de cortocircuitos denominado CYMTCC, se perfila de gran utilidad. A
partir de los reportes generados es posible determinar los parámetros necesarios,
entre ellos, la corriente de “pick up”, necesaria para fijar la sensibilidad de la
protección.
115
8 REFERENCIAS BIBLIOGRÁFICAS
[1]
CYME International Inc, “Guía de Usuario y manual de referencia CYMDIST”,
2014.
[2]
Chávez Mendoza, D. C. y Shinguango, W. B., Reconfiguración de Primarios
del Sistema de 6,3 kV de la E.E.Q. S.A. de las Subestaciones 1, 13, 24, y 28,
Ubicados en el Centro Norte de la Ciudad de Quito, Proyecto previo a la obtención
del Título de Ingeniero Eléctrico, Escuela Politécnica Nacional, Quito Ecuador,
2012.
[3]
Carrera Burbano, D. P.
y Tipán Pinto, I. N., Ubicación de una Nueva
Subestación de 23 kV en el Sector Norte de Quito, Proyecto previo a la obtención
del Título de Ingeniero Eléctrico, Escuela Politécnica Nacional, Quito Ecuador,
2011.
[4]
Dután Amay, Walter Javier, Planeamiento a corto plazo del sistema de
distribución de la Empresa Eléctrica Azogues C. A, Proyecto previo a la obtención
del Título de Ingeniero Eléctrico, Escuela Politécnica Nacional, Quito Ecuador,
2012.
[5]
ECUATRAN S.A. “Catálogo técnico de transformadores de distribución”,
2007
[6]
Empresa Eléctrica Quito, Normas para sistemas de Distribución, rev 5,2014
[7]
F. P. Cañizares Toaza y J. L. Moreno Benavides, Reconfiguración del
Sistema Primario de 6.3 kV de las Subestaciones 2, 3, 4, 6, 7, y 8 de la E.E.Q. S.A,
Proyecto previo a la obtención del Título de Ingeniero Eléctrico, Escuela Politécnica
Nacional, Quito Ecuador, 2012.
[8]
Iglesias Estradé, Adolf María. Instalaciones de distribución. España: Cano
Pina, 2012. ProQuest ebrary. Web. 27 March 2015.
[9]
N. A. Coyago Cruz, Reconfiguración del Sistema de Distribución de la E.E.Q
por crecimiento de la demanda en el sector Belisario Quevedo de Quito, Proyecto
116
previo a la obtención del Título de Ingeniero Eléctrico, Escuela Politécnica Nacional,
Quito Ecuador, 2006.
[10]
Lasluisa, Cofre O. R., Reconfiguración del Sistema Primario del Área de
6.3kV en la Zona Centro Norte Subestaciones 9, 10V, 11, 12, 32 y 53 de la E.E.Q.
S.A., Proyecto previo a la obtención del Título de Ingeniero Eléctrico, Escuela
Politécnica Nacional, Quito Ecuador, 2013
[11]
Taimal Places, Yesenia, Incorporación de la eficiencia y sistemas de ahorro
de energía en el edificio Mariana de Jesús y 10 de Agosto, Proyecto previo a la
obtención del Título de Ingeniero Eléctrico, Escuela Politécnica Nacional, Quito
Ecuador, 2012.
[12]
Schneider Electric, Cálculo de corrientes de cortocircuito, Cuaderno Técnico
No 158, España, 2000
1 Willis, Lee, "Power Distribution Planning Reference Book", Kindle Edition, Marcel
Dekker, 2009.
[13]
Westinghouse Electric Corporation, “Electric Utility Engineering Reference
Book Distribution Systems”, Pennsylvania, 1959.
117
ANEXO 1
Nivel de carga de primarios en la Zona A (hasta agosto 2014)
118
ANEXO 2
Plan Metropolitano De Ordenamiento Territorial (PMOT)
Definición: “El PMOT es el instrumento de la planificación del desarrollo del DMQ,
que tiene por objeto ordenar, compatibilizar, y armonizar las decisiones del Plan de
Desarrollo del DMQ, respecto a los asentamientos humanos, las actividades
económico-productivas y el manejo de los recursos naturales en función de las
cualidades territoriales”.
Objetos: El PMOT procura el mejoramiento de la calidad de vida de la población a
través del planteamiento y la gestión territorial coordinada con otros niveles de
gobierno, la sustentabilidad del patrimonio natural, la regulación y gestión de un
desarrollo urbano y rural equilibrado, sustentable y seguro, el mejoramiento de la
movilidad, conectividad y accesibilidad, la dotación equilibrada de equipamiento y
servicios y la dotación y mejoramiento del espacio público y áreas verdes.”
Su Instrumento de acción es el Plan de Uso y Ocupación del Suelo (PUOS)
puntualmente especificado en su Anexo 11: Plan De Uso Y Ocupación Del Suelo
(PUOS), donde se cita:
“…El PUOS delimita las zonas de la circunscripción territorial del DMQ y establece
los usos del suelo y relaciones de compatibilidad; la ocupación y edificabilidad del
suelo a través de la definición de coeficientes de ocupación; el volumen y la altura
de las edificaciones; las normas para la habilitación del suelo; las categorías y
dimensiones de las vías; las áreas de afectación y protección especial”
Se entenderá por uso del suelo al destino asignado a los predios en relación con
las actividades a ser desarrolladas en ellos, de acuerdo a lo dispuesto por el PMOT.
La asignación de usos en el suelo urbano, de expansión urbana y rural, se establece
de acuerdo al destino de cada zona, y se clasifican en:
•
Residencial
•
Múltiple
119
•
Comercial y de servicios
•
Industrial
•
Equipamiento
•
Protección ecológica
•
Preservación patrimonial
•
Recurso Natural
•
Agrícola Residencial
Los usos de suelo referidos en el numeral anterior constan en el Mapa y cuadros
del PUOS:
120
121
ANEXO 3
Zonificación de Uso y Ocupación del Suelo
122
123
124
D203-80
D203-80
A608-60
A612-50
C612-70
A604-60
C203-60
D304-80
D610-70
A608-60
A608-60
A608-60
A608-50
D406-70
B406-60
A610-70
R
M
R
M
R
R
R
R
M
M
E
M
M
R
R
M
NE020306
NE020304
NE020303
NE020204
Tipología
de
Zonificació
n
Tip
o
Micro área
de
Uso
691,3
7437,6
3879,7
24306,5
24704,7
728,0
762,2
2728,8
26217,2
33558,2
56982,5
4736,9
569,0
1745,6
32272,6
25933,7
área
total
(m2)
53,1
1727,9
340,7
6169,8
3786,7
0,0
168,7
57,5
8353,2
4583,7
9590,8
758,5
42,7
245,5
5638,7
9878,0
Área
calles
(m2)
638,2
5709,7
3539,0
18136,7
20918,0
728,0
593,6
2671,3
17864,0
28974,5
47391,7
3978,4
526,4
1500,1
26633,8
16055,7
Área
neta
(m2)
80
80
60
50
70
60
60
80
70
60
60
60
50
70
60
70
COS
(%)
510,6
4567,8
2123,4
9068,3
14642,6
436,8
356,1
2137,0
12504,8
17384,7
28435,0
2387,0
263,2
1050,1
15980,3
11239,0
Área
habilitad
a por
piso (m2)
03
03
08
12
12
04
03
04
10
08
08
08
08
06
06
10
Altura
Máxima
(pisos)
1531,8
13703,3
16987,0
108820,1
175710,8
1747,1
1068,4
8548,1
125048,0
139077,4
227480,1
19096,3
2105,4
6300,5
95881,7
112389,7
Área
permitida
CALCULAD
A (m2)
225077,72
248681,87
272673,53
319568,53
Área Total
habilitada
por micro
área
(CALCULAD
O)
0,35
0.586
0.561
0,86
Demand
a
CON
COCINA
S
(MW)
R
M
M
R
USO
PREDOMI
NANTE
Resultado de análisis y tabulación de cada micro área comprendida en el área que cubren las subestaciones 24 y 28
ANEXO 4
125
NE020316
NE020315
NE020312
NE020311
NE 020310
NE020308
NE020307
A1002-35
A612-50
C612-70
A608-60
A612-50
A603-35
B406-60
A610-70
A612-50
A608-60
A608-60
A603-35
A612-50
A608-60
A608-60
A603-35
A612-50
A612-50
C608-60
C303-70
D203-80
A603-35
A603-35
A612-50
M
M
M
M
E
R
M
M
M
E
E
M
M
M
E
M
M
R
R
R
E
E
M
A608-60
A610-70
A608-60
M
M
M
M
0,0
361,3
67,9
6459,7
14033,4 5426,8
1025,7
0,0
15887,2 1750,5
29814,3 8668,6
16798,4 2127,2
7295,0
253,8
29974,2 15700,4
22552,4 5568,8
2691,5
0,0
17691,1 2404,6
21055,9 1025,0
20578,8 6019,5
2988,4
0,0
6855,0 1051,2
54429,7 2229,0
1215,3
0,0
10542,1 3362,6
21093,6 2649,1
23992,6 3678,8
4943,0 1139,7
1968,6
0,0
8950,8 2705,2
18142,5 8671,7
3609,0
2550,0
4770,3
39067,0
8606,5
1025,7
14136,7
21145,7
14671,2
7041,2
14273,8
16983,6
2691,5
15286,5
20030,9
14559,2
2988,4
5803,8
52200,8
1215,3
7179,5
18444,5
20313,9
3803,3
1968,6
6245,6
9470,9
3609,0
2188,7
4702,4
32607,3
60
70
60
35,
0
50
70
60
50
35
60
70
50
60
60
35
50
60
60
35
50
50
60
70
80
35
35
50
4303,3
718,0
8482,0
10572,8
5134,9
4224,7
9991,7
8491,8
1614,9
9171,9
7010,8
7279,6
1793,0
3482,3
18270,3
607,6
3589,7
11066,7
14219,7
3042,7
689,0
2185,9
4735,4
1263,2
1313,2
3291,6
19564,4
12
12
08
12
03
06
10
12
08
08
03
12
08
08
03
12
12
08
03
03
03
03
12
2,0
08
10
08
51639,1
8616,2
67856,3
126874,1
15404,8
25348,4
99916,6
101901,6
12919,1
73375,0
21032,4
87355,4
14344,1
27858,5
54810,8
7291,8
43076,9
88533,5
42659,1
9128,0
2067,0
6557,8
56825,2
2526,3
10505,8
32916,5
156514,9
193693,83
185464,50
89961,04
196106,97
240085,73
210135,10
252213,04
0,90
0,59
0,13
0,58
0,42
0.724
0.64
M
R
M
M
M
M
M
126
NE020416
NE020415
NE020412
NE020411
NE0204-4
NE0204-8
R
M
R
E
E
M
M
R
M
M
M
R
M
M
M
R
M
M
M
E
P
M
M
R
M
M
M
M
D203-80
D203-80
C612-70
A612-50
C604-50
D610-70
C612-70
B406-60
A608-60
A612-50
A606-50
A606-50
D610-70
A612-50
C612-70
B406-70
D610-70
A606-50
A608-60
A610-70
parque
A606-50
D610-70
D304-80
A608-50
A608-60
A608-60
A608-50
12768,4 1878,9
10779,9 2225,7
11106,4 1659,5
751,0
35,7
5867,1
0,0
21271,3 11896,8
1580,2
380,6
1203,1
146,9
15854,1 2144,3
16718,6 5337,5
761,9
0,0
3943,9
45,5
43566,4 12253,6
14240,4 3822,4
1436,7
0,0
36725,1 4468,7
21237,6 5767,2
2566,8
207,3
51995,4 9315,5
10498,7 3352,7
19639,8
0,0
4912,8
996,5
21841,0 7409,8
13899,2 688,7
2190,0
443,2
42067,5 5440,2
4124,6
812,1
13187,5 4276,7
10889,5
8554,2
9446,9
715,3
5867,1
9374,5
1199,6
1056,2
13709,8
11381,1
761,9
3898,4
31312,8
10418,0
1436,7
32256,5
15470,5
2359,5
42679,9
7146,1
19639,8
3916,3
14431,2
13210,4
1746,8
36627,3
3312,5
8910,8
80
80
70
50
50
70
70
60
60
50
50
50
70
50
70
70
70
50
60
70
0,0
50
70
80
50
60
60
50
8711,6
6843,4
6612,9
357,6
2933,6
6562,1
839,7
633,7
8225,9
5690,6
380,9
1949,2
21919,0
5209,0
1005,7
22579,5
10829,3
1179,7
25608,0
5002,3
0,0
1958,2
10101,9
10568,3
873,4
21976,4
1987,5
4455,4
03
03
12
12
04
10
12
06
08
12
06
06
10
12
12
06
10
06
08
10
0,0
06
10
04
08
08
08
08
26134,8
20530,1
79354,2
4291,6
11734,3
65621,2
10076,8
3802,2
65807,0
68286,8
2285,6
11695,2
219189,5
62507,9
12068,1
135477,3
108293,2
7078,5
204863,6
50022,5
0,0
11749,0
101018,7
42273,3
6987,1
175811,3
15900,1
35643,4
227354,68
162028,21
254886,16
262917,11
295678,27
225328,27
1,17
0,82
1,17
0,18
0,15
1,17
M
M
M
R
M
M
127
NE030206
NE030207
NE030205
NE030204
NE0302-3
NE0302-2
NE0302-1
NE020516
P
M
R
M
M
M
R
R
R
M
M
R
M
R
R
M
R
R
M
P
M
P
R
R
M
M
R
M
parque (
D610-70
A606-50
A606-50
B406-60
C612-70
C612-70
A608-60
A608-60
A612-50
A612-50
A608-60
A606-50
A608-60
A608-60
A612-50
A608-60
A606-50
A606-50
parque
A612-50
parque
C203-60
A608-60
A612-50
A608-60
A608-60
A612-50
3086,8
0,0
24232,8 8699,5
913,9
204,7
19408,6 3739,2
5504,8
716,9
12117,1 4016,3
9374,8 1080,0
16755,6 2771,9
29144,0 3441,1
7217,0
704,0
31238,6 6697,3
31281,5 3777,5
30427,9 9202,3
6477,5 1846,9
23699,2 2345,2
1878,6
91,9
2556,7
0,0
31318,4 2254,7
12518,9 2701,7
16147,9
0,0
40676,8 10711,0
2628,4
0,0
9486,6 1393,9
9697,3 1473,5
46729,7 9095,3
15766,9 956,5
22845,4 2315,9
9908,1 2498,2
3086,8
15533,3
709,3
15669,4
4787,9
8100,9
8294,8
13983,7
25702,9
6513,1
24541,3
27504,1
21225,6
4630,6
21354,0
1786,8
2556,7
29063,7
9817,1
16147,9
29965,8
2628,4
8092,7
8223,8
37634,5
14810,5
20529,5
7409,8
0,0
70
50
50
60
70
70
60
60
50
50
60
50
60
60
50
60
50
50
0,0
50
0,0
60
60
50
60
60
50
0,0
10873,3
354,6
7834,7
2872,7
5670,6
5806,4
8390,2
15421,7
3256,5
12270,6
16502,4
10612,8
2778,4
12812,4
893,4
1534,0
14531,9
4908,6
0,0
14982,9
0,0
4855,6
4934,3
18817,2
8886,3
12317,7
3704,9
0,0
10
06
06
06
12
12
08
08
12
12
08
06
08
08
12
08
06
06
0,0
12
0,0
03
08
12
08
08
12
0,0
108733,1
2127,8
47008,2
17236,4
68047,1
69676,4
67121,9
123373,9
39078,3
147247,6
132019,5
63676,8
22227,0
102499,4
10720,7
12272,2
87191,1
29451,4
0,0
179794,8
0,0
14566,9
39474,3
225806,8
71090,2
98541,7
44458,9
1,19
0,48
221444,48
1,25
0,60
0,65
1,28
0,53
0,32
296897,02
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858,2
1153,2
5818,5
5086,1
13311,3
5545,5
13012,5
2243,8
10416,5
2031,7
08
0,0
12
04
04
08
10
04
06
06
10
08
08
12
10
08
12
08
12
04
04
16,0
10
04
12
08
48603,0
0,0
98434,3
16995,4
23834,5
118465,7
64329,6
23561,7
5936,8
30446,7
46071,0
86566,5
226563,9
21713,7
60199,8
255521,8
10298,0
9225,6
69821,9
20344,4
53245,1
88727,7
130125,2
8975,1
124997,6
16253,8
214285,84
212293,86
187867,15
226563,95
152637,09
265819,80
186895,00
264097,99
0,97
0,17
0,27
0,11
0,36
2,34
1,30
1,30
M
RL
M
M
R
E
E
M
137
NE040609
M
M
R
R
R
M
R
A612-50
A606-50
A604-50
A606-50
A304-50
A608-60
A604-50
13613,9
5090,0
636,0
1941,3
369,6
23099,9
35608,7
7794,5
85,7
0,0
325,2
0,0
7087,7
6757,5
5819,5
5004,2
636,0
1616,1
369,6
16012,2
28851,2
50
50
50
50
50
60
50
2909,7
2502,1
318,0
808,1
184,8
9607,3
14425,6
12
06
04
06
04
08
04
34916,9
15012,7
1272,0
4848,3
739,2
76858,4
57702,5
140148,47
0,43
M
138
139
140
ANEXO 5
Proyección de la demanda en condiciones de saturación para micro áreas
múltiples y residenciales.
Micro áreas
MULTIPLES
NE0404-01
NE0305-14
NE0304-04
NE0304-13
NE0404-05
NE0303-11
NE0302-05
NE0204-08
NE0204-16
NE0303-06
NE0204-15
NE0405-13
NE0305-16
NE0203-16
NE0204-12
NE0302-02
NE0406-14
NE0304-09
NE0306-14
NE0302-06
NE0303-07
NE0203-08
NE0305-13
NE0305-01
NE0303-10
NE0306-15
NE0305-08
NE0406-09
NE0203-11
NE0404-09
NE0305-05
NE0306-11
NE0304-05
NE0203-07
NE0303-13
Área Total habilitada por
micro área_(CALCULADO)
Demanda CON
COCINAS_(MW)
Proyección
(MW)
204060,69
73306,24
219566,82
198613,10
216290,85
273235,91
233836,03
225328,27
227354,68
220992,32
162028,21
264097,99
295721,46
193693,83
254886,16
279267,03
214285,84
155328,45
233201,75
296897,02
272702,01
210135,10
306683,41
231690,09
265030,51
249584,88
243439,81
140148,47
196106,97
220152,02
228445,27
136686,65
252530,44
252213,04
317331,17
1,30
0,44
1,30
1,17
1,26
1,50
1,25
1,17
1,17
1,13
0,82
1,30
1,45
0,90
1,17
1,28
0,97
0,66
0,99
1,19
1,00
0,72
1,05
0,78
0,89
0,84
0,79
0,43
0,58
0,64
0,61
0,36
0,66
0,64
0,78
1,30
0,44
1,30
1,17
1,26
1,50
1,25
1,17
1,17
1,13
0,82
1,47
1,65
1,08
1,42
1,56
1,19
0,87
1,30
1,65
1,52
1,17
1,71
1,29
1,48
1,39
1,36
0,78
1,09
1,23
1,27
0,76
1,41
1,40
1,77
141
NE0203-04
NE0305-11
NE0302-07
NE0305-09
NE0203-03
NE0304-01
NE 0203-10
NE0203-12
NE0405-02
NE0306-13
NE0304-11
NE0205-16
NE0304-15
NE0305-04
NE0304-07
NE0306-16
NE0303-14
NE0303-04
NE0304-16
NE0305-03
NE0204-04
NE0405-01
NE0303-09
248681,87
59530,16
221444,48
294289,78
272673,53
275968,33
240085,73
89961,04
187867,15
226043,55
53745,00
243152,58
133051,86
235412,41
10771,55
165938,04
294799,92
157864,48
268414,51
221050,11
295678,27
226563,95
284321,21
0,59
0,14
0,48
0,62
0,56
0,55
0,42
0,13
0,27
0,30
0,07
0,32
0,15
0,27
0,01
0,15
0,27
0,14
0,19
0,14
0,15
0,11
0,75
1,39
0,33
1,23
1,64
1,52
1,54
1,34
0,50
1,05
1,26
0,30
1,35
0,74
1,31
0,06
0,92
1,64
0,88
1,50
1,23
1,65
1,26
1,58
Micro área
Residencial
NE0302-04
NE0303-02
NE0403-09
NE0303-16
NE0403-01
NE0304-12
NE0403-05
NE0302-03
NE0203-15
NE0303-15
NE0202-04
NE0303-12
NE0405-06
NE0303-03
NE0304-08
NE0302-01
Área Total habilitada por
micro área_(CALCULADO)
128914,75
150293,59
221636,57
167827,89
159217,51
262140,31
198683,05
199123,86
185464,50
216750,20
319568,53
242867,48
152637,09
261951,89
276044,10
299250,47
Demanda con
cocinas_(MW)
0,60
0,62
0,88
0,65
0,60
0,87
0,65
0,65
0,59
0,60
0,86
0,60
0,36
0,56
0,56
0,53
Proyección
(MW)
0,60
0,62
0,88
0,65
0,60
0,87
0,65
0,65
0,70
0,81
1,20
0,91
0,57
0,98
1,04
1,12
142
NE0203-06
NE0306-12
NE0303-08
NE0204-11
225077,72
119943,73
258613,45
262917,11
0,35
0,16
0,32
0,18
0,84
0,45
1,23
0,99
143
ANEXO 6
Fragmento de reportes generados por Cymdist en condiciones de saturación
para el sistema a 6.3 kV
Alimentador 24A
Nombre red
Distancia
total
m
IEquil
(Amps)
Carga
(%)
Potencia total Potencia total Potencia total
de paso
de paso
de paso
(kW)
(kVAR)
(kVA)
24A
921,9
194,05
100,1
1922,54
675,19
2037,65895
24A
103,8
362,38
81,8
3651,35
1329,68
3885,92218
24A
182
362,4
82,5
3645,57
1324,34
3878,66583
24A
286,8
362,4
82,5
3638,18
1311,43
3867,32442
24A
610,7
362,4
81,8
3628,28
1294,15
3852,16809
24A
651,9
282,48
55,2
2810,31
1005,49
2984,76937
24A
695,7
282,23
55,2
2805,86
1000,59
2978,928
24A
725,4
278,06
54,4
2762,2
982,35
2931,68647
24A
744,9
225,75
44,2
2240,82
796,99
2378,33345
24A
785,8
220,6
43,2
2189,25
777,53
2323,21843
24A
818,6
219,06
42,9
2172,77
769,59
2305,03801
24A
863,3
199,21
39
1975,35
697,3
2094,80989
24A
899,6
194,05
38
1923,33
676,87
2038,95483
Alimentador 24B
Nombre red
Distancia
total
m
IEquil
(Amps)
Carga
(%)
Potencia total Potencia total Potencia total
de paso
de paso
de paso
(kW)
(kVAR)
(kVA)
24B
103
517,63
116,9
5450,89
1419,12
5632,59727
24B
181,5
517,64
117,9
5439,19
1407,87
5618,44533
24B
286,3
517,64
117,9
5424,06
1381,45
5597,21739
24B
304,7
393,51
89,5
4112,89
1003,64
4233,5738
24B
368,9
261,44
59,5
2735,83
645,18
2810,87226
24B
403,3
138,48
34,6
1447,45
338,52
1486,50659
24B
519,5
138,48
38,5
1447,12
338,38
1486,1533
24B
562,9
118,7
31,3
1238,55
288,04
1271,60316
24B
570,6
118,7
31,3
1238
287,26
1270,88795
24B
598,4
118,31
48,9
1233,9
286,24
1266,66216
24B
645,3
105,69
32,3
1101,76
255,21
1130,9331
24B
662,1
104,55
31,9
1089,46
251,81
1118,17828
144
Alimentador 24C
Nombre red
Distancia
total
m
IEquil
(Amps)
Carga
(%)
Potencia total Potencia total Potencia total
de paso
de paso
de paso
(kW)
(kVAR)
(kVA)
24C
55,8
170,35
39,3
1843,46
238,74
1858,8547
24C
85,6
170,35
39,7
1842,77
238,29
1858,11556
24C
115,6
170,35
39,7
1842,15
237,2
1857,3598
24C
161,6
168,95
39,4
1826,35
234,5
1841,3439
24C
213,9
168,95
39,4
1825,4
232,86
1840,19595
24C
239,1
168,95
39,4
1824,33
230,99
1838,89471
24C
270,5
108,56
20,3
1172,18
145,26
1181,15103
24C
334,9
108,56
25,4
1172,07
145,32
1181,04445
24C
378,6
108,56
25,4
1171,52
144,37
1180,38581
24C
575,1
107,77
37
1162,62
142,83
1171,3653
24C
593,5
107,78
26
1160,5
142,18
1169,17797
24C
598,3
107,78
26
1160,35
141,9
1168,99294
Alimentador 24D
Nombre red
Distancia
total
m
IEquil
(Amps)
Carga
(%)
Potencia total Potencia total Potencia total
de paso
de paso
de paso
(kW)
(kVAR)
(kVA)
24D
95,6
1029,24
188,6
10345,71
4379,15
11234,3555
24D
130,3
1029,26
235,2
10314,52
4341,41
11190,9405
24D
177,9
1029,26
235,2
10288,03
4295,12
11148,6103
24D
189,6
509,06
128,3
4855,95
2551,25
5485,35247
24D
226,2
524,47
120,8
5395,77
1680,43
5651,391
24D
273,2
524,47
120,8
5386,21
1663,72
5637,30742
24D
320,2
437,34
101,1
4475,13
1401,29
4689,39716
24D
322,9
437,34
101,1
4468,66
1389,97
4679,8426
24D
364,6
347,92
80,9
3551,08
1116,53
3722,4732
24D
375,4
347,92
80,9
3547,45
1110,17
3717,10339
24D
451,2
345,54
80,4
3522,08
1101,57
3690,32353
24D
469,4
11,93
6,2
122,07
35,32
127,07984
24D
467,8
333,61
77,7
3393,48
1054,85
3553,64719
145
Alimentador 24E
Distancia
total
m
Nombre red
IEquil
(Amps)
Carga
(%)
Potencia total Potencia total Potencia total
de paso
de paso
de paso
(kW)
(kVAR)
(kVA)
24E
98
817,42
186,8
8249
3100,64
8812,49148
24E
132,7
755,16
172
7629,99
2743,69
8108,29923
24E
180,3
755,16
172
7615,73
2718,78
8086,47252
24E
228,6
755,16
172
7596,18
2684,64
8056,63209
24E
275,6
753,58
171,6
7560,17
2645,23
8009,58557
24E
322,6
753,58
171,6
7540,97
2611,68
7980,41696
24E
325,3
753,58
171,6
7521,76
2578,12
7951,32309
24E
367
753,58
171,6
7520,65
2576,19
7949,65458
24E
411,3
753,58
171,6
7503,63
2546,45
7923,94432
24E
470,4
753,58
171,6
7485,53
2514,84
7896,6822
24E
484,4
753,58
171,6
7461,38
2472,64
7860,41352
24E
516,7
753,58
171,6
7455,65
2462,63
7851,83072
24E
568,4
753,58
171,6
7442,43
2439,54
7832,0555
24E
628,8
753,58
164,6
7421,3
2402,64
7800,54225
24E
661,1
751,57
198,7
7376,86
2354,88
7743,61315
24E
695,7
747,11
197,5
7316,38
2318,57
7674,97462
24E
757,8
743,08
196,4
7259,26
2281,9
7609,46716
146
ANEXO 7
Cálculos
de
caídas
de
voltaje
por
transformador
de
distribución
147
148
149
150
151
152
153
154
155
156
157
158
159
160
161
162
163
ANEXO 8
Número de transformadores necesarios por micro área
Micro áreas
Especiales
Proyección en
condiciones
de saturación (MW)
demanda a
nivel de
transformadores
de distribución
NE0303-05
NE0305-02
NE0305-10
NE0305-06
NE0404-06
NE0405-05
NE0305-07
NE0303-01
6,45
4,71
3,76
2,38
2,34
2,34
2,02
2,01
6,45
4,71
3,76
2,38
2,34
2,34
2,02
2,01
N de
transformadores
necesarios
-
Micro áreas
Múltiples
Proyección en
condiciones
de saturación
(MW)
Demanda a
nivel de
transformadores
de distribución
N de
transformadores
necesarios
NE0404-01
1,3
1,51
8
NE0305-14
0,44
0,51
3
NE0304-04
1,3
1,51
8
NE0304-13
1,17
1,36
7
NE0404-05
1,26
1,47
8
NE0303-11
1,5
1,74
9
NE0302-05
1,25
1,45
8
NE0204-08
1,17
1,36
7
NE0204-16
1,17
1,36
7
NE0303-06
1,13
1,31
7
NE0204-15
0,82
0,95
5
NE0405-13
1,47
1,71
9
NE0305-16
1,65
1,92
10
NE0203-16
1,08
1,26
7
NE0204-12
1,42
1,65
9
NE0302-02
1,56
1,81
10
NE0406-14
1,19
1,38
7
NE0304-09
0,87
1,01
6
NE0306-14
1,3
1,51
8
NE0302-06
1,65
1,92
10
NE0303-07
1,52
1,77
9
164
NE0203-08
1,17
1,36
7
NE0305-13
1,71
1,99
10
NE0305-01
1,29
1,50
8
NE0303-10
1,48
1,72
9
NE0306-15
1,39
1,62
9
NE0305-08
1,36
1,58
8
NE0406-09
0,78
0,91
5
NE0203-11
1,09
1,27
7
NE0404-09
1,23
1,43
8
NE0305-05
1,27
1,48
8
NE0306-11
0,76
0,88
5
NE0304-05
1,41
1,64
9
NE0203-07
1,4
1,63
9
NE0303-13
1,77
2,06
11
NE0203-04
1,39
1,62
9
NE0305-11
0,33
0,38
2
NE0302-07
1,23
1,43
8
NE0305-09
1,64
1,91
10
NE0203-03
1,52
1,77
9
NE0304-01
1,54
1,79
9
NE 0203-10
1,34
1,56
8
NE0203-12
0,5
0,58
3
NE0405-02
1,05
1,22
7
NE0306-13
1,26
1,47
8
NE0304-11
0,3
0,35
2
NE0205-16
1,35
1,57
8
NE0304-15
0,74
0,86
5
NE0305-04
1,31
1,52
8
NE0304-07
0,06
0,07
1
NE0306-16
0,92
1,07
6
NE0303-14
1,64
1,91
10
NE0303-04
0,88
1,02
6
NE0304-16
1,5
1,74
9
NE0305-03
1,23
1,43
8
NE0204-04
1,65
1,92
10
NE0405-01
1,26
1,47
8
NE0303-09
1,58
1,84
10
165
Demanda a
N de
Micro área Proyección
nivel de
transformadores
residencial
(MW)
transformadores
necesarios
de distribución
NE0302-04
0,6
0,70
4
NE0303-02
0,62
0,72
4
NE0403-09
0,88
1,02
6
NE0303-16
0,65
0,76
4
NE0403-01
0,6
0,70
4
NE0304-12
0,87
1,01
6
NE0403-05
0,65
0,76
4
NE0302-03
0,65
0,76
4
NE0203-15
0,7
0,81
5
NE0303-15
0,81
0,94
5
NE0202-04
1,2
1,40
7
NE0303-12
0,91
1,06
6
NE0405-06
0,57
0,66
4
NE0303-03
0,98
1,14
6
NE0304-08
1,04
1,21
7
NE0302-01
1,12
1,30
7
NE0203-06
0,84
0,98
5
NE0306-12
0,45
0,52
3
NE0303-08
1,23
1,43
8
NE0204-11
0,99
1,15
6
166
ANEXO 9
Reportes generados por CYME para la propuesta de diseño en topología tipo
huso en condiciones normales de operación
Nombre red
Distancia total
m
Id equipo
IEquil
(Amps)
Carga
(%)
Potencia total
de paso
(kVA)
24A
248
1P_25KV.CU.250
147,3
46,8
5817,0
24A
556,8
1P_25KV.CU.250
57,17
18,2
2256,2
24A
570,7
1P_25KV.2/0.CU
23,4
10,4
923,1
24A
571,6
1P_25KV.2/0.CU
10,41
4,6
410,7
24A
663,5
1P_25KV.2/0.CU
13,06
5,8
515,3
24A
577,2
1P_TTU.CU.2/0
10,41
5,8
410,8
24A
567,9
1P_25KV.CU.250
0,34
0,1
13,2
24A
479,7
1P_25KV.2/0.CU
8,63
3,8
340,7
24A
657
1P_25KV.2/0.CU
4,32
1,9
170,4
24A
710,6
1P_25KV.AL.2/0
0,04
0
1,5
24A
352,7
1P_25KV.2/0.CU
81,79
36,4
3228,1
24A
1079,5
1P_25KV.2/0.CU
76,84
34,2
3031,8
24A
1411,5
1P_25KV.2/0.CU
39,86
17,8
1570,4
24A
1667,6
1P_25KV.2/0.CU
21,83
9,7
859,5
24A
1827,3
1P_25KV.2/0.CU
10,88
4,8
428,4
24A
2136,2
1P_25KV.2/0.CU
0,25
0,1
9,7
24A
469,2
1P_25KV.CU.250
0,23
0,1
9,1
Nombre red
Distancia
total
m
Id equipo
IEquil
(Amps)
Carga
(%)
Potencia total
de paso
(kVA)
24B
36,9
1P_25KV.CU.250
105
33,4
4146,6
24B
108,5
1P_25KV.CU.250
52,51
16,7
2073,4
24B
107,6
1P_25KV.2/0.CU
0,06
0
2,2
167
Nombre red
Distancia total
m
Id equipo
IEquil
(Amps)
Carga
(%)
Potencia total de paso
(kVA)
24C
11,1
1P_25KV.CU.250
160,9
51,1
6352,9
24C
117,4
1P_25KV.2/0.CU
31,3
14,0
1237,1
24C
221,5
1P_25KV.2/0.CU
26,1
11,6
1030,8
24C
400,2
1P_25KV.2/0.CU
17,6
7,8
694,6
24C
753,2
1P_25KV.2/0.CU
12,8
5,7
504,3
24C
800,3
1P_25KV.2/0.CU
0,0
0,0
1,5
24C
388,4
1P_25KV.2/0.CU
4,3
1,9
167,7
24C
63,6
1P_25KV.2/0.CU
12,6
5,6
498,3
24C
360,4
1P_25KV.2/0.CU
8,4
3,8
332,6
24C
453,1
1P_25KV.2/0.CU
0,1
0,0
2,9
24C
596,8
1P_25KV.2/0.CU
4,2
1,9
167,0
24C
145,2
1P_25KV.2/0.CU
8,4
3,7
330,4
24C
357,4
1P_25KV.2/0.CU
4,2
1,9
165,6
24C
535,2
1P_25KV.2/0.CU
0,1
0,1
5,6
24C
78,2
1P_25KV.2/0.CU
12,6
5,6
497,4
24C
195,0
1P_25KV.2/0.CU
8,4
3,7
331,8
24C
343,5
1P_25KV.2/0.CU
4,2
1,9
166,7
24C
463,5
1P_25KV.2/0.CU
0,1
0,0
3,8
24C
371,1
1P_25KV.CU.250
96,0
30,5
3789,9
24C
426,4
1P_25KV.2/0.CU
17,0
7,6
670,6
24C
498,8
1P_25KV.2/0.CU
12,7
5,7
502,2
24C
581,7
1P_25KV.2/0.CU
8,5
3,8
333,9
24C
757,8
1P_25KV.2/0.CU
4,2
1,9
165,8
24C
898,8
1P_25KV.2/0.CU
0,1
0,0
4,4
24C
504,3
1P_25KV.2/0.CU
12,7
5,7
500,8
24C
697,4
1P_25KV.2/0.CU
8,4
3,7
330,4
24C
933,1
1P_25KV.2/0.CU
4,2
1,9
165,5
24C
1053,2
1P_25KV.2/0.CU
0,1
0,0
3,8
24C
816,2
1P_25KV.2/0.CU
21,4
9,5
844,7
24C
906,7
1P_25KV.2/0.CU
9,2
4,1
363,8
24C
1081,6
1P_25KV.2/0.CU
5,2
2,3
204,2
24C
1205,2
1P_25KV.2/0.CU
0,1
0,0
3,9
24C
764,9
1P_25KV.2/0.CU
12,7
5,7
502,7
24C
880,5
1P_25KV.2/0.CU
8,5
3,8
334,1
24C
974,2
1P_25KV.2/0.CU
4,2
1,9
166,3
24C
1150,7
1P_25KV.2/0.CU
0,1
0,1
5,5
24C
874,5
1P_25KV.CU.250
32,4
10,3
1277,5
24C
1069,1
1P_25KV.CU.250
20,4
6,5
805,1
24C
1106,6
1P_25KV.2/0.CU
8,2
3,6
321,6
24C
1288,7
1P_25KV.2/0.CU
4,0
1,8
157,3
168
24C
1439,5
1P_25KV.2/0.CU
0,1
0,1
4,7
24C
1139,6
1P_25KV.2/0.CU
12,3
5,5
486,1
24C
1319,8
1P_25KV.2/0.CU
8,2
3,6
322,0
24C
1421,4
1P_25KV.2/0.CU
4,0
1,8
159,1
24C
1488,3
1P_25KV.2/0.CU
0,1
0,0
2,1
24C
884,4
1P_25KV.2/0.CU
12,1
5,4
478,3
24C
1045,3
1P_25KV.2/0.CU
8,1
3,6
317,8
24C
1157,6
1P_25KV.2/0.CU
4,0
1,8
158,9
24C
1235,2
1P_25KV.2/0.CU
0,1
0,0
2,4
24C
1187,4
1P_25KV.CU.250
0,3
0,1
12,9
24C
726,7
1P_25KV.CU.250
66,4
21,1
2621,0
Nombre red
Distancia total
m
Id equipo
Capacidad
máx
(A)
Carga
(%)
Potencia total de paso
(kVA)
24D
217,7
1P_25KV.CU.250
314,8
54,3
6748,46442
24D
687,1
1P_25KV.CU.250
314,8
35,7
4435,98611
24D
935,1
1P_25KV.CU.250
314,8
2,8
341,48717
24D
1116,3
1P_25KV.2/0.CU
224,56
3,9
344,62896
24D
1265,3
1P_25KV.2/0.CU
224,56
1,9
172,28907
24D
1301,3
1P_25KV.2/0.CU
224,56
0,0
1,13001
24D
794,5
1P_25KV.2/0.CU
224,56
5,7
505,10129
24D
934,5
1P_25KV.2/0.CU
224,56
3,8
337,91713
24D
1132,9
1P_25KV.2/0.CU
224,56
1,9
171,08752
24D
1242,9
1P_25KV.2/0.CU
224,56
0,0
3,44847
24D
855,6
1P_25KV.2/0.CU
224,56
3,8
337,6248
24D
967,9
1P_25KV.2/0.CU
224,56
1,9
171,07149
24D
1165,3
1P_25KV.2/0.CU
224,56
0,1
6,18934
24D
881,5
1P_25KV.CU.250
314,8
22,2
2753,97681
24D
1079,4
1P_25KV.CU.250
314,8
18,6
2304,66355
24D
1435,1
1P_25KV.CU.250
314,8
11,9
1474,05977
24D
1557,3
1P_25KV.2/0.CU
224,56
11,4
1006,41724
24D
1707,1
1P_25KV.2/0.CU
224,56
9,4
835,74322
24D
1836,3
1P_25KV.2/0.CU
224,56
7,5
665,36343
24D
1932,1
1P_25KV.2/0.CU
224,56
5,6
494,80929
24D
2027,9
1P_25KV.2/0.CU
224,56
3,8
339,75025
24D
2200,1
1P_25KV.2/0.CU
224,56
1,9
168,92673
24D
2318,3
1P_25KV.2/0.CU
224,56
0,0
3,69635
24D
1749
1P_25KV.CU.250
314,8
3,8
472,01281
24D
1768,5
1P_25KV.2/0.CU
224,56
5,4
476,0732
24D
1889,9
1P_25KV.2/0.CU
224,56
3,6
320,24937
24D
2005,3
1P_25KV.2/0.CU
224,56
1,9
165,45878
24D
2084
1P_25KV.2/0.CU
224,56
0,0
2,46171
169
24D
1373,3
1P_25KV.2/0.CU
224,56
2,3
200,16238
24D
1651,2
1P_25KV.2/0.CU
224,56
0,1
8,70526
24D
1202
1P_25KV.2/0.CU
224,56
7,1
632,58893
24D
1412,7
1P_25KV.2/0.CU
224,56
5,5
483,06394
24D
1867,9
1P_25KV.2/0.CU
224,56
1,9
169,05213
24D
1953,3
1P_25KV.2/0.CU
224,56
0,0
2,6738
24D
914
1P_25KV.2/0.CU
224,56
5,1
451,2205
24D
996,3
1P_25KV.2/0.CU
224,56
3,4
299,42586
24D
1252,5
1P_25KV.2/0.CU
224,56
1,7
148,16436
24D
1257,7
1P_25KV.2/0.CU
224,56
0,0
0,16447
24D
774,7
1P_25KV.2/0.CU
224,56
5,6
500,0234
24D
910,9
1P_25KV.2/0.CU
224,56
3,8
332,63483
24D
1018,9
1P_25KV.2/0.CU
224,56
1,9
165,75405
24D
1161,3
1P_25KV.2/0.CU
224,56
0,1
4,46324
24D
271,7
1P_25KV.2/0.CU
224,56
7,3
646,727
24D
360,3
1P_25KV.2/0.CU
224,56
5,4
480,98492
24D
465,2
1P_25KV.2/0.CU
224,56
3,6
315,60793
24D
584,5
1P_25KV.2/0.CU
224,56
1,8
157,17971
24D
696,9
1P_25KV.2/0.CU
224,56
0,0
3,52815
24D
447
1P_25KV.2/0.CU
224,56
3,5
313,32982
24D
679,1
1P_25KV.2/0.CU
224,56
1,8
156,13187
24D
791,5
1P_25KV.2/0.CU
224,56
0,0
3,53093
24D
294
1P_25KV.2/0.CU
224,56
5,8
517,99223
24D
403
1P_25KV.2/0.CU
224,56
3,9
344,59439
24D
588
1P_25KV.2/0.CU
224,56
1,9
171,55695
24D
661,1
1P_25KV.2/0.CU
224,56
0,0
2,29405
24D
413
1P_25KV.CU.250
314,8
4,0
497,92829
24D
718,4
1P_25KV.CU.250
314,8
0,1
12,62755
24D
453,1
1P_25KV.2/0.CU
224,56
5,7
504,03709
24D
652,9
1P_25KV.2/0.CU
224,56
3,8
332,71223
24D
918,9
1P_25KV.2/0.CU
224,56
1,8
162,97618
24D
1052,9
1P_25KV.2/0.CU
224,56
0,0
4,20729
24D
225,8
1P_25KV.2/0.CU
224,56
3,8
335,77645
24D
369,3
1P_25KV.2/0.CU
224,56
1,9
169,58725
24D
445,4
1P_25KV.2/0.CU
224,56
0,0
2,39065
170
ANEXO 10
Fragmentos de reportes generados por CYME en la simulación de primarios
para casos de falla por salida de operación de interruptores de cabecera de
primarios.
En caso de falla de interruptor de salida del alimentador 24A toma carga el 24B
Nombre red
Distancia
total
m
Id equipo
Capacidad
máx
(A)
IEquil
(Amps)
Carga
(%)
Potencia
total de paso
(kVA)
24B
36,90
1P_25KV.CU.250
314,80
252,31
80,20
9963,84
24B
108,50
1P_25KV.CU.250
314,80
52,52
16,70
2073,80
24B
107,60
1P_25KV.2/0.CU
224,56
0,06
0,00
2,22
24B
258,10
1P_25KV.CU.250
314,80
147,31
46,80
5816,65
24B
506,00
1P_25KV.CU.250
314,80
0,26
0,10
10,25
24B
566,90
1P_25KV.CU.250
314,80
57,17
18,20
2256,21
24B
580,90
1P_25KV.2/0.CU
224,56
23,40
10,40
923,14
24B
581,70
1P_25KV.2/0.CU
224,56
10,41
4,60
410,73
24B
673,70
1P_25KV.2/0.CU
224,56
13,06
5,80
515,32
24B
587,40
1P_TTU.CU.2/0
181,06
10,41
5,80
410,81
24B
578,10
1P_25KV.CU.250
314,80
0,34
0,10
13,23
24B
489,90
1P_25KV.2/0.CU
224,56
8,63
3,80
340,74
24B
667,20
1P_25KV.2/0.CU
224,56
4,32
1,90
170,39
24B
720,70
1P_25KV.AL.2/0
170,49
0,04
0,00
1,53
24B
362,90
1P_25KV.2/0.CU
224,56
81,80
36,40
3228,09
24B
1089,60
1P_25KV.2/0.CU
224,56
76,85
34,20
3031,85
24B
1421,60
1P_25KV.2/0.CU
224,56
39,87
17,80
1570,44
24B
1677,80
1P_25KV.2/0.CU
224,56
21,83
9,70
859,47
24B
1837,40
1P_25KV.2/0.CU
224,56
10,88
4,80
428,40
24B
2146,40
1P_25KV.2/0.CU
224,56
0,25
0,10
9,65
171
En caso de falla de interruptor de salida del alimentador 24B toma carga el 24ª
Nombre red
Distancia
total
m
Id equipo
Capacidad
máx
(A)
Carga
(%)
Potencia
total de paso
(kVA)
24A
248,0
1P_25KV.CU.250
314,8
80,2
9972,4
24A
556,8
1P_25KV.CU.250
314,8
18,2
2256,3
24A
570,7
1P_25KV.2/0.CU
224,6
10,4
923,2
24A
571,6
1P_25KV.2/0.CU
224,6
4,6
410,7
24A
663,5
1P_25KV.2/0.CU
224,6
5,8
515,3
24A
577,2
1P_TTU.CU.2/0
181,1
5,8
410,8
24A
567,9
1P_25KV.CU.250
314,8
0,1
13,2
24A
479,7
1P_25KV.2/0.CU
224,6
3,8
340,8
24A
657,0
1P_25KV.2/0.CU
224,6
1,9
170,4
24A
710,6
1P_25KV.AL.2/0
170,5
0,0
1,5
24A
352,7
1P_25KV.2/0.CU
224,6
36,4
3228,2
24A
1079,5
1P_25KV.2/0.CU
224,6
34,2
3032,0
24A
1411,5
1P_25KV.2/0.CU
224,6
17,8
1570,5
24A
1667,6
1P_25KV.2/0.CU
224,6
9,7
859,5
24A
1827,3
1P_25KV.2/0.CU
224,6
4,8
428,4
24A
2136,2
1P_25KV.2/0.CU
224,6
0,1
9,6
24A
469,2
1P_25KV.CU.250
314,8
33,4
4146,4
24A
540,8
1P_25KV.CU.250
314,8
16,7
2074,0
24A
539,9
1P_25KV.2/0.CU
224,6
0,0
2,2
172
En caso de falla de interruptor de salida del alimentador 24C toma carga el 24B
Nombre red
Distancia
total
m
Id equipo
Capacidad
máx
(A)
Carga
(%)
Potencia
total de paso
(kVA)
24B
36,9
1P_25KV.CU.250
314,8
84,4
10496,1
24B
108,5
1P_25KV.CU.250
314,8
16,7
2073,4
24B
107,6
1P_25KV.2/0.CU
224,6
0,0
2,2
24B
103,9
1P_25KV.CU.250
314,8
51,1
6353,2
24B
210,2
1P_25KV.2/0.CU
224,6
14,0
1237,1
24B
314,3
1P_25KV.2/0.CU
224,6
11,6
1030,8
24B
493,0
1P_25KV.2/0.CU
224,6
7,8
694,6
24B
846,0
1P_25KV.2/0.CU
224,6
5,7
504,3
24B
893,1
1P_25KV.2/0.CU
224,6
0,0
1,5
24B
481,1
1P_25KV.2/0.CU
224,6
1,9
167,7
24B
114,9
1P_25KV.CU.250
314,8
0,0
0,5
24B
156,4
1P_25KV.2/0.CU
224,6
5,6
498,3
24B
453,2
1P_25KV.2/0.CU
224,6
3,8
332,7
24B
545,9
1P_25KV.2/0.CU
224,6
0,0
2,9
24B
689,6
1P_25KV.2/0.CU
224,6
1,9
167,0
24B
238,0
1P_25KV.2/0.CU
224,6
3,7
330,4
24B
450,2
1P_25KV.2/0.CU
224,6
1,9
165,6
24B
628,0
1P_25KV.2/0.CU
224,6
0,1
5,6
24B
171,0
1P_25KV.2/0.CU
224,6
5,6
497,4
24B
287,7
1P_25KV.2/0.CU
224,6
3,7
331,8
24B
436,3
1P_25KV.2/0.CU
224,6
1,9
166,7
24B
556,3
1P_25KV.2/0.CU
224,6
0,0
3,8
24B
463,9
1P_25KV.CU.250
314,8
30,5
3790,0
24B
519,2
1P_25KV.2/0.CU
224,6
7,6
670,7
24B
591,6
1P_25KV.2/0.CU
224,6
5,7
502,2
24B
674,5
1P_25KV.2/0.CU
224,6
3,8
333,9
24B
850,6
1P_25KV.2/0.CU
224,6
1,9
165,8
24B
991,6
1P_25KV.2/0.CU
224,6
0,0
4,4
24B
597,1
1P_25KV.2/0.CU
224,6
5,7
500,8
24B
790,2
1P_25KV.2/0.CU
224,6
3,7
330,4
24B
1025,9
1P_25KV.2/0.CU
224,6
1,9
165,5
24B
1146,0
1P_25KV.2/0.CU
224,6
0,0
3,8
24B
909,0
1P_25KV.2/0.CU
224,6
9,5
844,7
24B
999,5
1P_25KV.2/0.CU
224,6
4,1
363,8
24B
1174,4
1P_25KV.2/0.CU
224,6
2,3
204,2
24B
1298,0
1P_25KV.2/0.CU
224,6
0,0
3,9
24B
857,7
1P_25KV.2/0.CU
224,6
5,7
502,7
24B
973,3
1P_25KV.2/0.CU
224,6
3,8
334,1
24B
1067,0
1P_25KV.2/0.CU
224,6
1,9
166,3
173
En caso de falla de interruptor de salida del alimentador 24D toma carga el 24B
Nombre red
Distancia total
m
Id equipo
Capacidad
máx
(A)
Carga
(%)
Potencia total de
paso
(kVA)
24B
36,9
1P_25KV.CU.250
314,8
87,6
10886,5
24B
108,5
1P_25KV.CU.250
314,8
16,7
2073,4
24B
107,6
1P_25KV.2/0.CU
224,6
0,0
2,2
24B
236,6
1P_25KV.CU.250
314,8
54,3
6745,7
24B
454,4
1P_25KV.CU.250
314,8
0,1
9,0
24B
706,0
1P_25KV.CU.250
314,8
35,7
4436,0
24B
954,0
1P_25KV.CU.250
314,8
2,8
341,5
24B
1135,2
1P_25KV.2/0.CU
224,6
3,9
344,6
24B
1284,2
1P_25KV.2/0.CU
224,6
1,9
172,3
24B
1320,2
1P_25KV.2/0.CU
224,6
0,0
1,1
24B
813,4
1P_25KV.2/0.CU
224,6
5,7
505,1
24B
953,4
1P_25KV.2/0.CU
224,6
3,8
337,9
24B
1151,8
1P_25KV.2/0.CU
224,6
1,9
171,1
24B
1261,8
1P_25KV.2/0.CU
224,6
0,0
3,4
24B
874,4
1P_25KV.2/0.CU
224,6
3,8
337,6
24B
986,8
1P_25KV.2/0.CU
224,6
1,9
171,1
24B
1184,2
1P_25KV.2/0.CU
224,6
0,1
6,2
24B
900,4
1P_25KV.CU.250
314,8
22,2
2754,0
24B
1098,3
1P_25KV.CU.250
314,8
18,6
2304,7
24B
1454,0
1P_25KV.CU.250
314,8
11,9
1474,1
24B
1576,2
1P_25KV.2/0.CU
224,6
11,4
1006,4
24B
1726,0
1P_25KV.2/0.CU
224,6
9,4
835,7
24B
1855,2
1P_25KV.2/0.CU
224,6
7,5
665,4
24B
1951,0
1P_25KV.2/0.CU
224,6
5,6
494,8
24B
2046,8
1P_25KV.2/0.CU
224,6
3,8
339,8
24B
2219,0
1P_25KV.2/0.CU
224,6
1,9
168,9
24B
2337,2
1P_25KV.2/0.CU
224,6
0,0
3,7
24B
1767,9
1P_25KV.CU.250
314,8
3,8
472,0
24B
1787,4
1P_25KV.2/0.CU
224,6
5,4
476,1
24B
1908,8
1P_25KV.2/0.CU
224,6
3,6
320,3
24B
2024,2
1P_25KV.2/0.CU
224,6
1,9
165,5
24B
2102,8
1P_25KV.2/0.CU
224,6
0,0
2,5
24B
1392,1
1P_25KV.2/0.CU
224,6
2,3
200,2
24B
1670,1
1P_25KV.2/0.CU
224,6
0,1
8,7
24B
1220,8
1P_25KV.2/0.CU
224,6
7,1
632,6
24B
1431,6
1P_25KV.2/0.CU
224,6
5,5
483,1
24B
1886,8
1P_25KV.2/0.CU
224,6
1,9
169,1
24B
1972,2
1P_25KV.2/0.CU
224,6
0,0
2,7
24B
932,9
1P_25KV.2/0.CU
224,6
5,1
451,2
174
ANEXO 11
Fragmento de reporte generado por CYME donde se muestra la carga del
primario 24D luego de un fallo en el segmento troncal 1C-2C
Nombre red
Distancia
total
m
Id equipo
Capacidad
máx
(A)
Carga
(%)
Potencia
total de paso
(kVA)
24D
217,70
1P_25KV.CU.250
314,80
84,80
10543,83
24D
687,10
1P_25KV.CU.250
314,80
35,70
4436,10
24D
935,10
1P_25KV.CU.250
314,80
2,80
341,50
24D
1116,30
1P_25KV.2/0.CU
224,56
3,90
344,64
24D
1265,30
1P_25KV.2/0.CU
224,56
1,90
172,29
24D
1301,30
1P_25KV.2/0.CU
224,56
0,00
1,13
24D
794,50
1P_25KV.2/0.CU
224,56
5,70
505,11
24D
934,50
1P_25KV.2/0.CU
224,56
3,80
337,93
24D
1132,90
1P_25KV.2/0.CU
224,56
1,90
171,09
24D
1242,90
1P_25KV.2/0.CU
224,56
0,00
3,45
24D
855,60
1P_25KV.2/0.CU
224,56
3,80
337,63
24D
967,90
1P_25KV.2/0.CU
224,56
1,90
171,08
24D
1165,30
1P_25KV.2/0.CU
224,56
0,10
6,19
24D
881,50
1P_25KV.CU.250
314,80
22,20
2754,05
24D
1079,40
1P_25KV.CU.250
314,80
18,60
2304,72
24D
1435,10
1P_25KV.CU.250
314,80
11,90
1474,10
24D
1557,30
1P_25KV.2/0.CU
224,56
11,40
1006,44
24D
1707,10
1P_25KV.2/0.CU
224,56
9,40
835,76
24D
1836,30
1P_25KV.2/0.CU
224,56
7,50
665,38
24D
1932,10
1P_25KV.2/0.CU
224,56
5,60
494,82
24D
2027,90
1P_25KV.2/0.CU
224,56
3,80
339,76
24D
2200,10
1P_25KV.2/0.CU
224,56
1,90
168,93
24D
2318,30
1P_25KV.2/0.CU
224,56
0,00
3,69
24D
1749,00
1P_25KV.CU.250
314,80
3,80
472,02
24D
1768,50
1P_25KV.2/0.CU
224,56
5,40
476,08
24D
1889,90
1P_25KV.2/0.CU
224,56
3,60
320,26
24D
2005,30
1P_25KV.2/0.CU
224,56
1,90
165,46
24D
2084,00
1P_25KV.2/0.CU
224,56
0,00
2,46
24D
1373,30
1P_25KV.2/0.CU
224,56
2,30
200,17
24D
1651,20
1P_25KV.2/0.CU
224,56
0,10
8,70
24D
1202,00
1P_25KV.2/0.CU
224,56
7,10
632,60
24D
1412,70
1P_25KV.2/0.CU
224,56
5,50
483,08
24D
1867,90
1P_25KV.2/0.CU
224,56
1,90
169,06
175
ANEXO 12
Parámetros resultantes a la salida de los primarios de la subestación 24 GIS
y sus respectivas cámaras de seccionamiento
Parámetros resultantes a la salida de los primarios de la subestación 24 GIS
SALIDA
DEL
PRIMARIO
ICC
MIN
(A)
ICC
MAX
(A)
I
Carga
Máx.
(A)
ICC
ICC
MIN
MAX
MENOS
MAS
EL 20% EL 20%
CORRIENTE
DE PRIMARIO
(A)
24A
4304
5046
147,3
3443,2
6055,2
300
24B
4364
5450
105
3491,2
6540
300
24C
4372
5504
160,8
3497,6
6604,8
300
24D
4313
5100
170,9
3450,4
6120
300
Parámetros resultantes en cámaras de seccionamiento.
Primario 24A GIS
CAMARA/HUSO
ICC
MIN
(A)
ICC ICarga
ICC
MAX Máx.
MIN
(A)
(A)
MENOS
EL 20%
ICC
MAX
MAS
EL
20%
Rango del 20%
para
sensitividad en I
de carga
SECC 1A
Huso 1A-2A
4146 4873
8,6
3316,8
5847,6
10,32
Huso 1A-3A
2949 4927
81,8
2359,2
5912,4
98,16
Primario 24B GIS.
CAMARA/HUSO
SECC 1A
ICC
MIN
(A)
ICC ICarga
ICC
MAX Máx.
MIN
(A)
(A)
MENOS
EL 20%
ICC
MAX
MAS EL
20%
Rango del
20% para
sensitividad en
I de carga (A)
176
Huso 1B-2B
4340 5306
52,5
3472
6367,2
63
Primario 24C GIS
CAMARA/HUSO
ID
EQUIPO
ICC
MIN
(A)
ICC ICarga
ICC
MAX Máx.
MIN
(A)
(A)
MENOS
EL 20%
ICC
MAX
MAS EL
20%
Rango del
20% para
sensitividad
en I de
carga (A)
SECC 1C
Huso1 1C-2C
2731
4101 5279
31,3
3280,8
6334,8
37,56
Huso2 1C-2C
2741
4220 5390
12,6
3376
6468
15,12
Huso3 1C-2C
2756
4216 5360
12,6
3372,8
6432
15,12
Huso4 1C-2C
2750
4192 5223
8,4
3353,6
6267,6
10,08
Huso1 2C-3C
2773
4069 4902
17
3255,2
5882,4
20,4
Huso2 2C-3C
2775
3887 4872
12,7
3109,6
5846,4
15,24
Huso 3C-5C
2878
3801 4796
12,7
3040,8
5755,2
15,24
Huso 3C-6C
2825
3744 4776
21,4
2995,2
5731,2
25,68
2940
3721 4761
12,1
2976,8
5713,2
14,52
Huso1 5C-6C
2960
3487 4679
12,3
2789,6
5614,8
14,76
Huso2 5C-6C
2959
3531 4691
8,2
2824,8
5629,2
9,84
SECC 2C
SECC 3C
SECC 4C
Huso 4C-6C
SECC 5C
Primario 24D GIS
CAMARA/HUSO
ID
EQUIPO
ICC
MIN
(A)
ICC ICarga ICC MIN ICC MAX Rango del
MAX Máx.
CON
CON
20% para
(A)
(A)
MARGEN MARGEN sensitividad
20%
20%
en I de
carga (A)
SECC 1D
Huso 1D-2D
465
4235 5085
8,5
3388
6102
10,2
Huso 1D-2D’
393
4150 5013
16,4
3320
6015,6
19,68
177
Huso 1D-3D’
400
4118 4883
7,9
3294,4
5859,6
9,48
Huso 1D-5D’’
447
4162 4988
13,1
3329,6
5985,6
15,72
474
3890 4894
12,8
3112
5872,8
15,36
499
3280 4384
12,1
2624
5260,8
14,52
Huso 2D’-3D’
409
3703 4782
12,8
2962,4
5738,4
15,36
Huso1 2D’-4D’’
415
3783 4759
8,6
3026,4
5710,8
10,32
Huso2 2D’-4D’’
434
3788 4789
12,7
3030,4
5746,8
15,24
440
3657 4678
8,7
2925,6
5613,6
10,44
429
3698 4750
11,4
2958,4
5700
13,68
500
3110 4656
16
2488
5587,2
19,2
479
2879 4550
25,5
2303,2
5460
30,6
SECC 2D
Huso 2D-3D
SECC 3D
Huso 3D-6D’’
SECC 2D’
SECC 3D’
Huso 3D’-5D’’
SECC 3D’’
Huso 3D’’-4D’’
SECC 4D’’
Huso 4D’’-5D’’
SECC 5D’’
5D’’-3D
178
ANEXO 13
Parámetros para seteo de los relés
PRIMARIO 24A
CAMARA/HUSO
DIAL
TOMA
RELACION
TC
I pick up
(A)
Huso 1A-2A
0,05
0,25
50/1
12,5
Huso 1A-3A
0,05
2
50/1
100
SECC 1A
PRIMARIO 24B
CAMARA/HUSO
DIAL
TOMA
RELACION
TC
I pick up
(A)
0,05
1,3
50/1
65
SECC 1A
Huso 1B-2B
PRIMARIO 24C
CAMARA/HUSO
DIAL
TOMA
RELACION
TC
I pick up (A)
Huso1 1C-2C
0,05
0,8
50/1
40
Huso2 1C-2C
0,05
0,35
50/1
17,5
Huso3 1C-2C
0,05
0,35
50/1
17,5
Huso4 1C-2C
0,05
0,25
50/1
12,5
Huso1 2C-3C
0,05
0,45
50/1
22,5
Huso2 2C-3C
0,05
0,35
50/1
17,5
Huso 3C-5C
0,05
0,35
50/1
17,5
Huso 3C-6C
0,05
0,55
50/1
27,5
0,05
0,3
50/1
15
SECC 1C
SECC 2C
SECC 3C
SECC 4C
Huso 4C-6C
179
SECC 5C
Huso1 5C-6C
0,05
0,3
50/1
15
Huso2 5C-6C
0,05
0,2
50/1
10
PRIMARIO 24D
CAMARA/HUSO
DIAL
TOMA
RELACION TC
I Pick up (A)
Huso 1D-2D
0,05
0,25
50/1
12,5
Huso 1D-2D’
0,05
0,4
50/1
20
Huso 1D-3D’
0,05
0,2
50/1
10
Huso 1D-5D’’
0,05
0,35
50/1
17,5
0,05
0,35
50/1
17,5
0,05
0,3
50/1
15
Huso 2D’-3D’
0,05
0,35
50/1
17,5
Huso1 2D’-4D’’
0,05
0,25
50/1
12,5
Huso2 2D’-4D’’
0,05
0,35
50/1
17,5
0,05
0,25
50/1
12,5
0,05
0,3
50/1
15
0,05
0,4
50/1
20
0,05
0,65
50/1
32,5
SECC 1D
SECC 2D
Huso 2D-3D
SECC 3D
Huso 3D-6D’’
SECC 2D’
SECC 3D’
Huso 3D’-5D’’
SECC 3D’’
Huso 3D’’-4D’’
SECC 4D’’
Huso 4D’’-5D’’
SECC 5D’’
5D’’-3D
180
ANEXO 14
Ejemplo de cálculo de coordinación de protecciones en CYME
(Primario 24A)
CABECERA
Datos generales
Seteo de corrientes
.
181
Huso 1A-2A
Datos generales
Seteo de corrientes
182
Tiempo de coordinación
Para el ajuste de sobre corriente de fases y tierra se han escogido la curva de
tiempo (muy inverso) de operación en los alimentadores y Husos de 22,8 kV.
El intervalo de tiempo de coordinación entre dispositivos de protección es
aproximadamente de 200ms a 400ms, determinado principalmente por el tiempo
de actuación del relé más el del interruptor, con un margen de seguridad para
compensar los errores que pudieran haber en los valores estimados de corriente
de falla, tiempo de operación de los relés y errores en los transformadores de
corriente.
183
ANEXO 15
Tiempos de coordinación dentro de los márgenes establecidos.
PRIMARIO 24A
CAMARA/HUSO
ID
EQUIPO
TIEMPO DE COORDINACION
(s)
Huso 1A-2A
3329
0,2194
Huso 1A-3A
3344
0,2189
SECC 1A
PRIMARIO 24B
CAMARA/HUSO
ID EQUIPO
TIEMPO DE COORDINACION
(s)
3264
0,2157
ID EQUIPO
TIEMPO DE COORDINACION
(s)
Huso1 1C-2C
2731
0,2159
Huso2 1C-2C
2741
0,2151
Huso3 1C-2C
2756
0,2153
Huso4 1C-2C
2750
0,2163
Huso1 2C-3C
2773
0,2191
Huso2 2C-3C
2775
0,2194
Huso 3C-5C
2878
0,2201
Huso 3C-6C
2825
0,2203
SECC 1A
Huso 1B-2B
PRIMARIO 24C
CAMARA/HUSO
SECC 1C
SECC 2C
SECC 3C
184
SECC 4C
Huso 4C-6C
2940
0,2205
Huso1 5C-6C
2960
0,2214
Huso2 5C-6C
2959
0,2212
ID EQUIPO
TIEMPO DE COORDINACION
(s)
Huso 1D-2D
465
0,2175
Huso 1D-2D’
393
0,2181
Huso 1D-3D’
400
0,2193
Huso 1D-5D’’
447
0,2183
474
0,2192
499
0,2249
Huso 2D’-3D’
409
0,2202
Huso1 2D’-4D’’
415
0,2205
Huso2 2D’-4D’’
434
0,2202
440
0,2214
429
0,2206
500
0,2216
479
0,2228
SECC 5C
PRIMARIO 24D
CAMARA/HUSO
SECC 1D
SECC 2D
Huso 2D-3D
SECC 3D
Huso 3D-6D’’
SECC 2D’
SECC 3D’
Huso 3D’-5D’’
SECC 3D’’
Huso 3D’’-4D’’
SECC 4D’’
Huso 4D’’-5D’’
SECC 5D’’
5D’’-3D
185
186